| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Министерство энергетики Российской Федерации
РџР РђР’РЛА Р Р”-153-39.4-056-00 Документ разработан Рнститутом проблем транспорта энергоресурсов (РРџРўРР ).
1 ОБЩРР• ПОЛОЖЕНРРЇ1.1 Область применения1.1.1 Настоящие Правила распространяются РЅР° проектируемые, строящиеся, действующие, реконструируемые, находящиеся РЅР° консервации Рё демонтируемые магистральные нефтепроводы Рё РёС… объекты Рё являются обязательными для всех организаций, осуществляющих РёС… эксплуатацию, Р° также сторонних ведомств Рё организаций независимо РѕС‚ РёС… организационно-правовой формы Рё формы собственности, взаимодействующих СЃ эксплуатирующими магистральные нефтепроводы Рё РёС… объекты организациями РІ части РёС… касающейся. 1.1.2 Целью настоящих Правил является обеспечение промышленной безопасности, работоспособности Рё надежности объектов магистральных нефтепроводов. 1.1.3 Настоящие Правила устанавливают РЅРѕСЂРјС‹ Рё требования Рє: - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ приемки законченных строительством объектов магистральных нефтепроводов РІ эксплуатацию; - квалификации персонала; - технологическому регламенту перекачки нефти РїРѕ магистральному нефтепроводу; - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ организации Рё выполнения работ РїРѕ техническому обслуживанию, диагностике, ремонту Рё ликвидации аварий РЅР° объектах РњРќ; - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ учета нефти; - метрологическому обеспечению эксплуатации РњРќ; - обеспечению промышленной, экологической безопасности Рё охране труда; 1.1.4 РџСЂРё обеспечении пожарной безопасности объектов магистральных нефтепроводов следует руководствоваться Правилами пожарной безопасности РїСЂРё эксплуатации магистральных нефтепроводов (Р’РџРџР‘-01-05-99) Рё РґСЂСѓРіРёРјРё действующими нормативными документами, определяющими требования РїРѕ обеспечению пожарной безопасности. 1.1.5 РџСЂРё выполнении работ, РЅРµ регламентированных настоящими Правилами (электрогазосварочные работы, строительно-монтажные, земляные Рё РґСЂ.), эксплуатирующие РњРќ организации должны руководствоваться иными нормативными документами, утвержденными РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 1.1.6 Настоящие Правила являются переработанным Рё дополненным изданием Правил технической эксплуатации, утвержденных Рё введенных РІ действие приказом Миннефтепрома РЎРЎРЎР РѕС‚ 2 марта 1979 РіРѕРґР°. Правила переработаны Рё дополнены РІ соответствии СЃ требованиями действующих законодательных актов Рё постановлений, новых государственных стандартов Рё РґСЂСѓРіРёС… нормативных документов. 1.1.7 РќР° РѕСЃРЅРѕРІРµ Рё РІ соответствии СЃ требованиями настоящих Правил эксплуатирующая организация (оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта, оператор магистрального нефтепровода) Рё ее структурные подразделения организуют разработку новых или корректировку действующих технических условий, регламентов, производственных инструкций Рё РґСЂСѓРіРѕР№ документации. 1.1.8 Работники организаций, РЅР° которые распространяется действие Правил, несут персональную ответственность Р·Р° соблюдение требований настоящих Правил РІ пределах возложенных РЅР° РЅРёС… обязанностей. Нарушение положений настоящих Правил влечет Р·Р° СЃРѕР±РѕР№ дисциплинарную, административную или уголовную ответственность, установленную действующим законодательством. 1.1.9 РЎ выходом РІ свет настоящих Правил действие Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, утвержденных Миннефтепромом РЎРЎРЎР 14 декабря 1978 РіРѕРґР°, прекращается. 1.2 Нормативные ссылкиВ настоящих Правилах использованы ссылки РЅР° нормативные документы, приведенные РІ приложении Рђ. Перечень законодательных актов, стандартов, нормативно-технической документации, действующих РІ сфере эксплуатации магистральных нефтепроводов (приложение Р“). 1.3 Термины Рё определенияВ настоящих Правилах применены термины Рё определения, приведенные РІ приложении Р‘. 1.4 Принятые сокращенияВ Правилах используются сокращения, приведенные РІ приложении Р’. 1.5 Общие требования Рє эксплуатации магистральных нефтепроводов1.5.1 Рксплуатация магистральных нефтепроводов это совокупность процессов приема, перекачки, сдачи нефти, технического обслуживания Рё ремонта объектов магистральных нефтепроводов. 1.5.2 Состав РњРќ, его конструктивные Рё технологические параметры устанавливаются проектом РІ соответствии СЃРѕ строительными нормами Рё правилами проектирования РІ зависимости РѕС‚ назначения, РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕ-климатических условий размещения нефтепровода, физико-химических свойств нефти, объема Рё расстояния перекачки. Перечень объектов Рё сооружений входящих РІ состав магистрального нефтепровода (РњРќ) приведен РІ приложении Р”. 1.5.3 Организацию работ РїРѕ эксплуатации системы магистрального нефтепроводного транспорта осуществляет эксплуатирующая организация (оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта - далее Компания) Рё ее дочерние предприятия - открытые акционерные общества магистральных нефтепроводов (операторы магистральных нефтепроводов - далее РћРђРћ РњРќ). 1.5.4 Организации эксплуатирующие магистральные нефтепроводы, поднадзорны Госгортехнадзору Р РѕСЃСЃРёРё, Государственной противопожарной службе Рё РґСЂСѓРіРёРј органам государственного надзора, уполномоченным Правительством Р Р¤. Государственный надзор осуществляется СЃ целью обеспечения РїСЂРё проектировании, строительстве, приемке объектов РІ эксплуатацию, Р° также эксплуатации объектов РњРќ соблюдения требований действующих нормативных Рё технических документов Рё распространяется РЅР° РІРёРґС‹ деятельности, перечисленные РІ соответствующих положениях, нормативно-правовых актах Рё РґСЂСѓРіРёС… документах, определяющих сферу деятельности этих органов. 1.5.5 Деятельность РћРђРћ РњРќ Рё РґСЂСѓРіРёС… эксплуатирующих Рё сервисных организаций РњРќ разрешается РїСЂРё наличии лицензий, выдаваемых органами Государственного надзора. 1.5.6 РџСЂРё эксплуатации РњРќ должны быть обеспечены: - безопасность трубопроводов Рё оборудования; - надежность Рё экономичность работы всех сооружений Рё оборудования; - систематический контроль Р·Р° работой трубопровода Рё его объектов Рё принятие мер РїРѕ поддержанию установленного режима перекачки; - разработка Рё внедрение мероприятий РїРѕ сокращению потерь нефти, СЌРєРѕРЅРѕРјРёРё электроэнергии, топлива, материалов Рё РґСЂСѓРіРёС… ресурсов, освоение РЅРѕРІРѕР№ техники; - организация Рё своевременное проведение технического обслуживания Рё ремонта оборудования РњРќ; - экологическая безопасность объектов РњРќ; - выполнение мероприятий РїРѕ организации безопасных условий труда; - обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного персонала правил охраны труда Рё промышленной безопасности; - готовность Рє ликвидации аварий, повреждений Рё РёС… последствий; - организация учета нефти Рё ведение установленной отчетности; - сохранность материальных ценностей РЅР° объектах РњРќ. 1.5.7 Обеспечение производственной деятельности осуществляется организациями магистральных нефтепроводов Рё РёС… структурными подразделениями: филиалами - районные управления Рё управления магистральных нефтепроводов (Р РЈРњРќ, РЈРњРќ), линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), нефтеперекачивающие станции (РќРџРЎ), перевалочные нефтебазы (РџРќР‘); функциональные подразделения Рё службы - специализированные управления РїРѕ предотвращению Рё ликвидации аварии (СУПЛАВ), ремонтно-строительные управления (Р РЎРЈ), центральные базы производственного обслуживания (ЦБПО), аварийно-восстановительные пункты (РђР’Рџ), лаборатории Рё РґСЂСѓРіРёРµ подразделения Рё службы, необходимость которых определяется объемами перекачки, протяженностью эксплуатируемых РњРќ, количеством действующих РќРџРЎ Рё конкретными особенностями каждого нефтепровода. 1.5.8 Организация технического обслуживания Рё ремонта (РўРћР ) сооружений Рё оборудования магистральных нефтепроводов обеспечивается централизованным, пообъектным, смешанным РІРёРґРѕРј системы РўРћР , который определяется нормативными документами оператора системы магистрального нефтепроводного транспорта (Компанией). 1.5.9 Р’ каждом РћРђРћ РњРќ должны быть утверждены положения РѕР± отделах, службах Рё производственных подразделениях, Р° также должностные Рё производственные инструкции персонала СЃ учетом требований настоящих Правил. 1.5.10 Требования Рє эксплуатации объектов РњРќ должны регламентироваться производственными инструкциями Рё технологическими схемами, разрабатываемыми филиалами Рё подразделениями РћРђРћ РњРќ СЃ учетом местных условий Рё РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ государственных, ведомственных нормативных документов Рё настоящих Правил. РџРѕСЂСЏРґРѕРє РёС… разработки Рё утверждения определяется РІ соответствии СЃ разделом 1.4 настоящей главы. 1.6 Квалификационные требования Рє персоналу1.6.1 Рљ эксплуатации объектов РњРќ допускаются лица РЅРµ моложе 18 лет, имеющие соответствующее профессионально-техническое образование, прошедшие медицинское освидетельствование Рё производственное обучение (РІ необходимых случаях после прохождения стажировки), Р° также инструктажи Рё проверку (аттестацию) знаний правил охраны труда Рё промышленной безопасности. 1.6.2 Обучение Рё проверка знаний работников предприятий, эксплуатирующих РњРќ, РїРѕ охране труда должны проводиться РІ соответствии СЃ ГОСТ 12.0.004. Подготовка Рё проверка знаний (или аттестация) работников РїРѕ вопросам промышленной безопасности должны проводиться РІ соответствии СЃ "положением Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ подготовки Рё аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору Р РѕСЃСЃРёРё". Периодические проверки знаний установленных правил, инструкций Рё обязанностей проводятся: - рабочих, бригадиров Рё мастеров - РѕРґРёРЅ раз РІ РіРѕРґ; - руководителей, специалистов Рё служащих филиалов Рё структурных подразделений РћРђРћ РњРќ - РѕРґРёРЅ раз РІ три РіРѕРґР°. Перечень профессий рабочих Рё специалистов, знания которых подлежат периодическим проверкам Рё программы проверки знаний утверждается руководителем РћРђРћ РњРќ или его филиала. 1.6.3 Специалистов СЃ высшим Рё средним специальным образованием, работающих РїРѕ рабочим специальностям, РІ том числе практикантов высших Рё средних специальных учебных заведений, разрешается допускать Рє самостоятельной работе РїСЂРё наличии соответствующего удостоверения. РџСЂРё выдаче такого удостоверения РІ учебных заведениях Р·Р° теоретический РєСѓСЂСЃ обучения засчитывается диплом РїРѕ соответствующей специальности (для практикантов - справка), Р° Р·Р° производственный - стажировка РЅР° рабочем месте РЅРµ менее РѕРґРЅРѕРіРѕ месяца. 1.6.4 Подготовка персонала РїРѕ вопросам промышленной безопасности должна проводиться РІ специализированных учебных центрах, имеющих разрешение (лицензии) территориальных органов Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё. 1.6.5 Рабочие основных профессий допускаются Рє самостоятельной работе после обучения РІ соответствии СЃ требованиями 1.6.2 настоящих Правил, стажировки РЅР° рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа Рё РїСЂРё наличии удостоверения, дающего право РґРѕРїСѓСЃРєР° Рє определенному РІРёРґСѓ работ РЅР° объектах РњРќ. 1.6.6 Рабочие подразделений филиалов РћРђРћ РњРќ, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию, Р° также РґРѕРїСѓСЃРєРё Рє самостоятельной работе РїРѕ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ Рё совмещаемой профессиям. 1.7 Техническая Рё нормативная документацияОбщие требования 1.7.1 РћРђРћ РњРќ РїСЂРё эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов РІ своей деятельности должны руководствоваться: - проектной Рё исполнительной документацией, включающей технорабочий проект, комплект документации, подтверждающий качество выполненных строительно-монтажных работ (РїСЂРё строительстве, реконструкции Рё капитальном ремонте объектов РњРќ); - нормативной документацией, включающей стандарты (ГОСТ, РћРЎРў, РЎРўРџ), стандарты безопасности (ССБТ), строительные РЅРѕСЂРјС‹ Рё правила (РЎРќРёРџ), СЃРІРѕРґС‹ правил РїРѕ проектированию Рё строительству (РЎРџ), технические условия (РўРЈ), ведомственные РЅРѕСЂРјС‹ технологического проектирования (Р’РќРўРџ), ведомственные строительные РЅРѕСЂРјС‹ (Р’РЎРќ), РЅРѕСЂРјС‹ Рё правила пожарной безопасности (РџРџР‘), РЅРѕСЂРјС‹ Рё правила РїРѕ охране труда Рё РґСЂСѓРіРёРµ нормативные документы, принятые РІ отрасли; - регламентами, разработанными Рё утвержденными Компанией Рё регулирующими РІРѕРїСЂРѕСЃС‹ производственной деятельности подразделений Компании Рё РћРђРћ РЈРњРќ; - оперативной документацией, включающей рабочие документы, регулирующие Рё регистрирующие технологические процессы перекачки, приема-сдачи Рё учета нефти, эксплуатации объектов Рё сооружений РњРќ. Рљ РЅРёРј относятся должностные Рё производственные инструкции (инструкции РїРѕ охране труда, инструкции РїРѕ эксплуатации), технологические схемы Рё карты, графики технического обслуживания Рё ремонта, вахтенные журналы, журналы учета, диспетчерские листы, оперативные СЃРІРѕРґРєРё Рё отчеты, графики замеров, протоколы наладочных работ, акты расследования аварий, планы ликвидации аварий, планы тушения пожаров Рё другая документация. Оперативная документация разрабатывается РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ проектной, исполнительной документации, действующих нормативных документов, директивных указаний Рё распоряжений, Р° также опыта эксплуатации объектов. 1.7.2 РќР° эксплуатируемые объекты магистрального нефтепровода должны быть составлены паспорта РїРѕ установленной форме. Паспорта ведутся РЅР°: магистральные нефтепроводы, находящиеся РЅР° балансе РћРђРћ РњРќ, включая находящиеся РІ консервации Рё выведенные РёР· эксплуатации, РІ С‚.С‡. РЅР° линейную часть РњРќ или участка РњРќ РІ Р РќРЈ (РЈРњРќ) Рё РћРђРћ РњРќ РІ пределах закрепленных Р·Р° РЅРёРјРё границ эксплуатации, переходы через реки шириной более 10 Рј РїРѕ зеркалу РІРѕРґС‹ РІ межень Рё глубиной свыше 1,5 Рј, перевалочные нефтебазы (РџРќР‘), наливные пункты, пункты подогрева нефти (РџРџРќ), причалы, станции смешения нефти (РЎРЎРќ) Рё внутриобъектные сооружения (резервуары, СЃРѕСЃСѓРґС‹ РїРѕРґ давлением, котлы Рё С‚.Рґ.). Паспорта должны содержать сведения Рѕ мониторинге технического состояния объекта, проведенного СЃ начала его эксплуатации, техническом обслуживании, ремонтах, диагностических обследованиях, испытаниях РЅР° надежность, ликвидациях аварий Рё отказов. Паспорта РЅР° линейную часть РњРќ, РќРџРЎ, РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ составляются специалистами РћРђРћ РњРќ или его филиалов. Паспорта РЅР° оборудование Рё сооружения РќРџРЎ, РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ составляются специалистами данных подразделений. Паспорта РЅР° РњРќ РІ пределах закрепленных Р·Р° РћРђРћ РњРќ границ эксплуатации Рё РЅР° участки РњРќ утверждаются главным инженером РћРђРћ РњРќ Рё хранятся РІ отделе эксплуатации РћРђРћ РњРќ. Паспорта РЅР° РќРџРЎ, РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ, РёС… оборудование Рё сооружения утверждаются главным инженером филиала РћРђРћ РњРќ Рё хранятся РЅР° этих объектах. 1.7.3 Технические документы, составляемые РІ период эксплуатации (технологические карты Рё схемы, карты уставок), должны быть выполнены СЃ соблюдением требований действующих РќРўР”. Соответствующие изменения Рё дополнения РІ технологических схемах, изменения конструкций, данные Рѕ контроле технического состояния РњРќ должны РІ 10-дневный СЃСЂРѕРє быть внесены РІ исполнительную Рё оперативную документацию. 1.7.4 РћРђРћ РњРќ Рё его филиалы должны вносить РІ паспорт нефтепровода величины разрешенного давления Рё величину РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности РїСЂРё изменении для заданных параметров РІ течение 1 РґРЅСЏ, Р° подтверждать соответствующей записью РЅРµ менее 1 раза РІ полгода. 1.7.5 Проектная Рё исполнительная документация должна храниться РІ техническом архиве РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов. Нормативная документация должна храниться РІ технической библиотеке или производственных подразделениях (службах) РїРѕ принадлежности. Перечень действующей нормативной Рё технической документации, используемой РїСЂРё эксплуатации РњРќ Рё рекомендуемой для хранения РІ РћРђРћ РњРќ Рё его филиалах, приведен РІ Приложении Р“. 1.7.6 Условия хранения проектной документации РЅР° строительство, ремонт Рё реконструкцию должны обеспечивать её сохранность РІ течение всего СЃСЂРѕРєР° эксплуатации объекта. 1.7.7 Оперативная документация должна пересматриваться РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 3 РіРѕРґР° Рё находиться РЅР° рабочих местах. 1.7.8 Ответственность Р·Р° обеспечение Рё укомплектование технической Рё нормативной документацией рабочих мест, служб Рё подразделений несет руководство РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов. 2 РџР РЕМКА Р’ РКСПЛУАТАЦРР® ОБЪЕКТОВ РњРђР“РСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ2.1 Линейные сооружения2.1.1 Рљ эксплуатации допускается РњРќ Рё его объекты, как РІРЅРѕРІСЊ построенные, так Рё после реконструкции или капитального ремонта, соответствующие проекту РїРѕ действующим нормам Рё правилам Рё прошедшие приемку РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. Приемка объектов РњРќ должна производиться РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 3.01.04, РЎРќРёРџ III-42, РЎРќРёРџ 3.04.03 Рё РґСЂСѓРіРёС… общероссийских или ведомственных нормативных документов Рё настоящих Правил. 2.1.2 Приемка РІ эксплуатацию РІРЅРѕРІСЊ построенных магистральных нефтепроводов, Р° также замененных РїСЂРё реконструкции Рё капитальном ремонте участков нефтепроводов должна проводиться РІ комплексе СЃРѕ всеми сооружениями, предусмотренными проектом: линейной частью Рё площадочными объектами (РќРџРЎ, РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ). 2.1.3 До РІРІРѕРґР° РІ эксплуатацию оборудование Рё устройства объектов РњРќ, подлежащие регистрации РІ государственных надзорных органах, должны быть зарегистрированы Рё освидетельствованы согласно требованиям действующих РЅРѕСЂРј Рё правил. 2.1.4 РџСЂРё РІРІРѕРґРµ РІ эксплуатацию РІРЅРѕРІСЊ построенных магистральных нефтепроводов, Р° также участков нефтепроводов, РїСЂРё реконструкции или капитальном ремонте проложенных РїРѕ РЅРѕРІРѕР№ трассе, владельцем трубопровода передаются РІ комитеты РїРѕ земельным ресурсам Рё землеустроительству местных органов исполнительной власти материалы фактического расположения (исполнительная съемка) трубопровода Рё объектов РњРќ, для нанесения РЅР° кадастровые карты районов. 2.1.5 Приемка РІ эксплуатацию РІРЅРѕРІСЊ построенного магистрального нефтепровода Рё участков замененных РїСЂРё реконструкции или капитальном ремонте должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой РћРђРћ РњРќ. До предъявления РІРЅРѕРІСЊ построенного нефтепровода приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё должна быть проведена приемка нефтепровода Рё его объектов рабочей комиссией, назначаемой РћРђРћ РњРќ РЅРµ позднее, чем Р·Р° 3 месяца РґРѕ планируемого СЃСЂРѕРєР° начала работы РєРѕРјРёСЃСЃРёРё. Рабочая РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏ приступает Рє работе после получения письменного извещения генерального подрядчика Рѕ готовности объекта Рє сдаче. Генеральный подрядчик - организация выбранная РЅР° тендерной РѕСЃРЅРѕРІРµ Рё может быть как сторонней организацией, так Рё структурным подразделением РђРљ "Транснефть" или РћРђРћ РњРќ. Приемочные РєРѕРјРёСЃСЃРёРё назначаются РЅРµ позднее чем Р·Р° 3 месяца РґРѕ планируемого СЃСЂРѕРєР° приемки объектов РњРќ РІ эксплуатацию. 2.1.6 Р’ состав приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё РІС…РѕРґСЏС‚: представители заказчика (эксплуатирующей организации), генерального подрядчика Рё субподрядчиков, генерального проектировщика (проектной организации), трубопроводной инспекции территориального органа Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё, Государственного санитарного надзора, Государственного пожарного надзора, МЧС, технического надзора. РџРѕСЂСЏРґРѕРє Рё продолжительность работы приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё определяется заказчиком РЅР° время необходимое для обследования объекта Рё изучение исполнительной документации. 2.1.7 Линейная часть РІРЅРѕРІСЊ построенного нефтепровода Рё замененных участков принимается РІ эксплуатацию после предъявления генподрядчиком исполнительно-технической документации, удостоверяющей соответствие выполнения строительно-монтажных работ проекту, строительным нормам Рё правилам, ведомственным нормативным документам, Р° также после выполнения комплекса работ РїРѕ испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов Рё объектов или сооружений линейной части, систем СЃРІСЏР·Рё, очистки полости трубопровода, проведения гидравлических испытаний РЅР° прочность Рё герметичность (опрессовки), удаления РёР· трубопровода опрессовочной РІРѕРґС‹, заполнения его нефтью Рё комплексного опробования. 2.1.8 До даты начала подключения Рё заполнения РњРќ нефтью должны быть завершены Рё приняты рабочей комиссией СЃ оформлением акта объекты Рё сооружения линейной части РњРќ: собственно трубопровод СЃ лупингами Рё резервными нитками, СЃ переходами через естественные Рё искусственные препятствия Рё СЃ линейными задвижками; узлами РїСѓСЃРєР°-приема очистных Рё диагностических устройств; линиями электропередачи; электроустановки; линии СЃРІСЏР·Рё СЃ узлами Рё усилительными пунктами; РґРѕРјР° обходчиков; взлетно-посадочные площадки для вертолетов; вдольтрассовые РґРѕСЂРѕРіРё; защитные сооружения РѕС‚ аварийного разлива нефти; средства РРҐР—; линейная телемеханика. 2.1.9 Заполнение трубопровода нефтью Рё его работа после заполнения РІ течение 72 часов считается комплексным опробованием нефтепровода. Заполнение Рё комплексное опробование нефтепровода проводится согласно плану мероприятий, разработанному Рё утвержденному заказчиком Рё подрядчиком. Работы РїРѕ заполнению Рё комплексному опробованию нефтепровода проводятся РїРѕРґ руководством рабочей РєРѕРјРёСЃСЃРёРё. 2.1.10 Приемка РІРЅРѕРІСЊ построенных объектов РњРќ Рё участков РњРќ после реконструкции Рё капитального ремонта оформляется актом приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё, который утверждается руководителем организации заказчика (эксплуатирующей организации). Датой приемки объекта считается дата подписания акта приемочной комиссией. 2.1.11 РџСЂРё сдаче-приемке линейной части РІРЅРѕРІСЊ построенного РњРќ, Р° также замененного РїСЂРё реконструкции или капитальном ремонте участка РњРќ генподрядчик представляет рабочей Рё приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏРј следующую документацию: - перечень организаций, участвовавших РІ производстве строительно-монтажных работ, СЃ указанием выполненных РёРјРё РІРёРґРѕРІ работ Рё фамилий специалистов, ответственных Р·Р° каждый РІРёРґ работ; - комплект рабочих чертежей СЃРѕ всеми внесенными РІ РЅРёС… изменениями; - перечень всех допущенных РїСЂРё строительстве отступлений РѕС‚ рабочих чертежей СЃ указанием причин Рё предъявлением соответствующих документов согласования РЅР° эти отступления организации, которой выполнен проект строительства, реконструкции или капитального ремонта объекта; - документы, характеризующие качество сварочных работ: сертификаты РЅР° сварочные материалы (электроды, проволоку, флюс); журнал сварочных работ СЃ РїСЂРёРІСЏР·РєРѕР№ одиночных труб Рё плетей Рє пикетам; СЃРїРёСЃРѕРє сварщиков СЃ указанием номеров РёС… удостоверений; РєРѕРїРёРё удостоверения сварщиков Рё дефектоскопистов; заключения РїРѕ результатам физических методов контроля стыков Рё механических испытаний; документы РїРѕ допускным стыкам; - документы РїРѕ антикоррозионной изоляции: сертификаты, паспорта РЅР° изоляционные материалы, журнал изоляционных работ, акты РЅР° очистку Рё изоляцию труб, акт РЅР° проверку сплошности покрытия, акты испытания участков трубопровода РЅР° прочность Рё герметичность; - акты РЅР° подготовленность оснований траншей или РѕРїРѕСЂ, акты РЅР° укладку РІ траншею Рё засыпку трубопровода, фактическую раскладку труб РїРѕ маркам стали Рё толщине стенок СЃ указанием пикета Рё километра; - акты пооперационной приемки работ РїРѕ сооружению переходов через водные преграды Рё исполнительные профили траншей РЅР° всех переходах СЃ фактическими отметками глубины заложения трубопровода Рё горизонтальной Рё вертикальной РїСЂРёРІСЏР·РєРѕР№ Рє реперам, акт РЅР° футеровку Рё балластировку сваренного РІ нитку РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода; - акт предварительных испытаний трубопровода РЅР° подводных переходах; - акт РЅР° РїСЂРѕРґСѓРІРєСѓ (промывку) внутренней полости участков трубопровода Рё РїСЂРѕРїСѓСЃРє очистного устройства; - заводские сертификаты РЅР° трубы, фасонные части Рё арматуру, паспорта РЅР° установленную арматуру Рё манометры (измерительные РїСЂРёР±РѕСЂС‹); - акты скрытых работ РїРѕ линейным сооружениям; - документацию РѕР± отводе земель, рекультивации Рё возврате части РёС… владельцу после окончания строительства; - документы, подтверждающие сдачу местным органам власти исполнительной съемки расположения объектов линейной части; - документы согласований СЃ организациями, объекты которых расположены РІ охранной Р·РѕРЅРµ трубопровода (или РїСЂРё его пересечении); - акты приемки устройств электрохимзащиты; - акты приемки сооружений линий СЃРІСЏР·Рё Рё телемеханики; - акты приемки электроустановок; - акты РЅР° приемку природоохранных сооружений Рё защитных сооружений РѕС‚ аварийного разлива нефти; - акты РЅР° установку Рё РїСЂРёРІСЏР·РєСѓ реперов. Указанные акты должны быть оформлены СЃ участием Рё подписаны службой технического надзора заказчика. 2.1.12 РџСЂРё сдаче-приемке линейной части РњРќ после капитального ремонта СЃ заменой изоляции Рё ремонта стенки трубы генподрядчик представляет приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё, состав которой определен Р Р” 39-00147105-015-98, следующую документацию: - перечень организаций, участвовавших РІ ремонте нефтепровода, СЃ указанием выполненных РёРјРё РІРёРґРѕРІ работ Рё фамилий специалистов, ответственных Р·Р° каждый РІРёРґ работ; - сертификаты, технические паспорта Рё РґСЂСѓРіРёРµ документы, удостоверяющие качество материалов, труб, конструкций Рё деталей, примененных РїСЂРё производстве ремонтных работ; - комплект рабочих чертежей СЃРѕ всеми внесенными РІ РЅРёС… изменениями; - перечень всех допущенных РїСЂРё капитальном ремонте отступлений РѕС‚ рабочих чертежей СЃ указанием причин Рё предъявлением документов, подтверждающих согласование РЅР° эти отступления организации, которой выполнен проект капитального ремонта объекта; - акты РѕР± устранении дефектов; - документы РїРѕ антикоррозионной изоляции: сертификаты, паспорта РЅР° изоляционные материалы, журнал изоляционных работ, акты РЅР° очистку Рё изоляцию труб, акт РЅР° проверку сплошности покрытия. Указанные акты должны быть оформлены СЃ участием Рё подписаны службой технического надзора заказчика. 2.1.13 РџСЂРё РІРІРѕРґРµ РІ эксплуатацию РІРЅРѕРІСЊ построенных РњРќ, трасса которого РїСЂРѕС…РѕРґРёС‚ РІ РѕРґРЅРѕРј техническом РєРѕСЂРёРґРѕСЂРµ СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё коммуникациями, владелец РњРќ должен составить СЃ владельцами РґСЂСѓРіРёС… коммуникаций Рё сооружений технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР° РґРѕРіРѕРІРѕСЂ или инструкцию РѕР± условиях совместной эксплуатации линейных сооружений Рё РїРѕСЂСЏРґРѕРє действий сторон РїСЂРё авариях Рё чрезвычайных ситуациях. 2.1.14 До начала РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ Рё работ РїРѕ комплексному опробованию РњРќ, оборудования, устройств, сооружений РћРђРћ РњРќ Рё РёС… филиалы должны укомплектовать вводимые объекты обслуживающим персоналом Рё специалистами соответствующей квалификации. 2.1.15 Рљ началу РІРІРѕРґР° РІ эксплуатацию РІСЃРµ объекты Рё рабочие места должны быть укомплектованы необходимой документацией, запасами материалов, запчастями, инвентарем согласно установленным нормам. 2.2 Площадочные сооружения2.2.1 Нефтеперекачивающие станции, базы приема Рё отгрузки нефти, станции смешения, пункты подогрева нефти должны приниматься РІ эксплуатацию после завершения всех строительно-монтажных работ, предусмотренных проектом, проведения РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ Рё предъявления генподрядчиком исполнительно-технической документации, удостоверяющей соответствие выполнения строительно-монтажных работ проекту, строительным нормам Рё правилам, ведомственным нормативным документам, Р° также после выполнения комплекса работ РїРѕ испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов. 2.2.2 Приемка РІ эксплуатацию РІРЅРѕРІСЊ построенной РќРџРЎ Рё объектов РќРџРЎ после реконструкции Рё капитального ремонта, проведенных СЃ внесением изменений РІ первоначальный проект Рё изменением технических характеристик объекта, должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой РћРђРћ РњРќ. До предъявления РІРЅРѕРІСЊ построенной РќРџРЎ приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё должна быть проведена приемка объектов рабочей комиссией, назначаемой РћРђРћ РњРќ РЅРµ позднее, чем Р·Р° 3 месяца РґРѕ планируемого СЃСЂРѕРєР° начала работы РєРѕРјРёСЃСЃРёРё. Рабочая РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏ приступает Рє работе после получения письменного извещения генерального подрядчика Рѕ готовности объекта Рє сдаче. Приемочные РєРѕРјРёСЃСЃРёРё назначаются РЅРµ позднее чем Р·Р° 3 месяца РґРѕ планируемого СЃСЂРѕРєР° приемки объектов РќРџРЎ РІ эксплуатацию. 2.2.3 Работоспособность Рё готовность, РЅР° РІРЅРѕРІСЊ построенной РќРџРЎ, оборудования, сооружений, агрегатов, резервуаров, технологических систем, систем энергообеспечения, автоматики Рє работе Рё после реконструкции Рё капитального ремонта должны проверяться комплексным опробованием. РџСЂРё комплексном опробовании РІ соответствии СЃ утвержденной заказчиком программой проводится проверка исправности Рё работоспособности оборудования, систем Рё сооружений РїРѕРґ нагрузкой совместно СЃ системами сигнализации, защиты, автоматики Рё телемеханики. Комплексное опробование работоспособности оборудования РќРџРЎ считается проведенным РїСЂРё условии отсутствия неисправностей Рё непрерывной работе РїРѕРґ нагрузкой каждой единицы оборудования совместно СЃ системами обеспечения, автоматики, телемеханики РІ течение 72 часов. 2.2.4 Комплексной приемке оборудования насосной станции должны предшествовать опробование Рё регулировка всех вспомогательных систем, защит, Р° также индивидуальное опробование каждого насосного агрегата СЃ оформлением соответствующих актов. 2.2.5 До начала комплексного опробования объекты РњРќ должны быть укомплектованы обученным эксплуатационным персоналом; рабочие места обеспечены инструкциями, технологическими картами, схемами, технической Рё оперативной документацией; оснащены требуемыми материалами, инструментами Рё запасными частями, средствами индивидуальной защиты. РќР° объектах должны быть выполнены противопожарные мероприятия: смонтированы, налажены автоматические системы защиты агрегатов, общестанционные защиты, системы сигнализации Рё извещения Рѕ пожаре Рё пожаротушении. 2.2.6 Приемка электроустановок РІ эксплуатацию осуществляется согласно требованиям РЎРќРёРџ 3.05.05, Правил устройства электроустановок Рё настоящих Правил. - утвержденный технический проект, рабочие чертежи зданий Рё сооружений СЃРѕ всеми внесенными РІ процессе строительства изменениями, согласованными СЃ проектной организацией; - паспорт РЅР° земельный участок, согласования РѕР± отводе площадки РїРѕРґ строительство наземных сооружений; - заводские паспорта Рё инструкции РЅР° смонтированное оборудование, акты РЅР° РёС… ревизию Рё испытания; - заводские сертификаты РЅР° трубы, фасонные изделия, арматуру, РїСЂРѕРІРѕРґР° Рё кабели линий электропередачи; - сертификаты соответствия РЅР° оборудование; - документы, характеризующие качество работ РїСЂРё сооружении технологических трубопроводов; - документы, определяющие качество питьевой Рё производственной РІРѕРґС‹; - согласования СЃР±СЂРѕСЃР° фекальных, производственных Рё ливневых РІРѕРґ; - акты РЅР° скрытые работы; - сертификаты материалов, паспорта лабораторных испытаний несущих бетонных Рё железобетонных конструкций резервуаров Рё фундаментов РїРѕРґ оборудование; - согласования СЃ железнодорожными организациями, разрешающие эксплуатацию подъездных путей Рё операции РЅР° сливо-наливных станциях (эстакадах); - документация РЅР° элементы резервуаров, изготовленных РЅР° заводе; - сертификаты Рё прочие документы, удостоверяющие качество металла, РёР· которого построены резервуары, качество электродов, сварочной проволоки, флюса Рё РґСЂСѓРіРёС… материалов, примененных РїСЂРё монтаже резервуаров; - журналы работ РїРѕ сооружению резервуаров Рё журналы сварочных работ; - акты испытаний резервуаров РЅР° прочность Рё герметичность; - акты испытаний технологических трубопроводов, теплосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов, самотечных систем; - акты проверки стационарных систем пожаротушения Рё оповещения Рѕ пожаре; - акты проверки герметичности разделительных стен насосных. Проектно-техническая документация РїРѕ электроустановкам должна включать: - проект электроустановки; - технические условия подключения объекта Рє сетям энергоснабжающей организации; - согласование проекта СЃ энергоснабжающей организацией; - разрешение РЅР° присоединение установленной мощности Рє энергосистеме; - РґРѕРїСѓСЃРє Госэнергонадзора РЅР° включение законченной монтажом электроустановки; - генплан СЃ указанием Р·РѕРЅ защиты молниеприемников; - генплан СЃ указанием взрывоопасных Р·РѕРЅ Рё помещений СЃ указанием РёС… категорий; - инвентарную РѕРїРёСЃСЊ электрооборудования; - исполнительные чертежи РїРѕ строительной части зданий Рё сооружений электроустановок; - исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрооборудования, кабельных Рё воздушных линий; - исполнительные чертежи РїРѕ вторичной коммутации СЃ фактически выполненной прокладкой, маркировкой РїСЂРѕРІРѕРґРѕРІ Рё кабелей; - исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных РїСЂРѕРІРѕРґРѕРє; - исполнительные чертежи РїРѕ заземлению, молниезащите, защите РѕС‚ вторичных проявлений молнии Рё статического электричества; - акты РЅР° скрытые работы; - акты РЅР° выполнение переходов Рё пересечений; - протоколы испытаний РЅР° плотность трубной электропроводки РІРѕ взрывоопасных помещениях; - акты (протоколы) РЅР° испытание заземляющих устройств (контуров); - паспорта, сертификаты заводов-изготовителей РЅР° электрооборудование. Указанные акты должны быть оформлены СЃ участием Рё подписаны службой технического надзора заказчика. 2.2.8 РџСЂРё приемке после реконструкции или капитального ремонта объекта РќРџРЎ подрядчиком предъявляются приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё следующие документы, РїРѕ принадлежности Рє объекту: - утвержденный технический проект Рё рабочие чертежи проведенной реконструкции или капитального ремонта объекта РќРџРЎ СЃРѕ всеми внесенными изменениями, согласованными СЃ проектной организацией; - заводские паспорта Рё инструкции РЅР° смонтированное оборудование, акты РЅР° РёС… ревизию Рё испытания; - заводские сертификаты РЅР° трубы, фасонные изделия, арматуру, РїСЂРѕРІРѕРґР° Рё кабели линий электропередачи; - сертификаты соответствия РЅР° РІРЅРѕРІСЊ установленное оборудование; - документы, характеризующие качество работ РїСЂРё реконструкции или капитальном ремонте технологических трубопроводов; - акты РЅР° скрытые работы; - сертификаты материалов, паспорта лабораторных испытаний несущих бетонных Рё железобетонных конструкций резервуаров Рё фундаментов РїРѕРґ оборудование; - документация РЅР° элементы резервуаров, изготовленных РЅР° заводе; - сертификаты Рё прочие документы, удостоверяющие качество металла, РёР· которого построены резервуары, качество электродов, сварочной проволоки, флюса Рё РґСЂСѓРіРёС… материалов, примененных РїСЂРё монтаже резервуаров; - журналы работ РїРѕ сооружению резервуаров Рё журналы сварочных работ; - акты испытаний резервуаров РЅР° прочность Рё герметичность; - акты испытаний технологических трубопроводов, теплосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов, самотечных систем; - акты проверки стационарных систем пожаротушения Рё оповещения Рѕ пожаре; - акты проверки герметичности разделительных стен насосных. Проектно-техническая документация РїРѕ электроустановкам должна включать: - исполнительные чертежи РїРѕ строительной части зданий Рё сооружений электроустановок; - исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрооборудования, кабельных Рё воздушных линий; - исполнительные чертежи РїРѕ вторичной коммутации СЃ фактически выполненной прокладкой, маркировкой РїСЂРѕРІРѕРґРѕРІ Рё кабелей; - исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных РїСЂРѕРІРѕРґРѕРє; - исполнительные чертежи РїРѕ заземлению, молниезащите, защите РѕС‚ вторичных проявлений молнии Рё статического электричества; - акты РЅР° скрытые работы; - акты РЅР° выполнение переходов Рё пересечений; - протоколы испытаний РЅР° плотность трубной электропроводки РІРѕ взрывоопасных помещениях; - акты (протоколы) РЅР° испытание заземляющих устройств (контуров); - паспорта, сертификаты заводов-изготовителей РЅР° электрооборудование. Указанные акты должны быть оформлены СЃ участием Рё подписаны службой технического надзора заказчика. 3 ТЕХНОЛОГРЧЕСКРР• РЕГЛАМЕНТЫ3.1 Общая часть (задачи, функции Рё состав технологических регламентов)3.1.1 Технологическими регламентами являются технические документы, определяющие РїРѕСЂСЏРґРѕРє организации перекачки нефти РїРѕ магистральному нефтепроводу, предназначенные для обеспечения надежного Рё безопасного ведения технологического процесса. 3.1.2 Технологические регламенты должны соответствовать проектным техническим решениям, исполнительной технической документации, действительным характеристикам Рё условиям работы нефтепровода, нормам Рё требованиям действующих межотраслевых Рё отраслевых нормативных документов: РЎРќРёРџ, стандартов, технических условий, правил безопасности, правил технической эксплуатации сооружений Рё оборудования, РЅРѕСЂРј Рё правил пожарной безопасности. 3.1.3. Р’ РћРђРћ РњРќ должны быть разработаны технологические регламенты РЅР°: - технологические режимы работы РњРќ; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє ведения технологического процесса перекачки (РїСѓСЃРє Рё остановка нефтепровода, отдельных РќРџРЎ, насосных агрегатов, переход СЃ РѕРґРЅРѕРіРѕ режима РЅР° РґСЂСѓРіРѕР№ РїСЂРё изменении производительности); - организацию последовательной перекачки, СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ контроля Р·Р° движением Рё сопровождения различных партий нефти; - особенности Рё технологические режимы перекачки нефтей СЃ аномальными свойствами (высоковязких Рё высокозастывающих, сернистых, высокосернистых, СЃ наличием сероводорода); - организацию режимов перекачки РІ условиях снижения загрузки, РІ том числе РїСЂРё наличии самотечных участков трубопроводов, проложенных РІ сложных рельефных условиях; - управление нефтепроводом Рё контроль технологического процесса, контроль герметичности нефтепровода; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє очистки внутренней полости нефтепровода; - действия персонала РІ аварийных ситуациях; - технологические схемы РќРџРЎ Рё линейной части нефтепровода Рё сжатый продольный профиль нефтепровода; - технологические карты магистральных нефтепроводов; - карты уставок технологических защит нефтепроводов; - оперативно-диспетчерскую документацию; - проверку паспортных напорных, кавитационных Рё энергетических характеристик насосов; - допустимые нагрузки электродвигателей магистральных Рё подпорных насосных агрегатов; - градуировочные таблицы резервуаров Рё технологических емкостей, расчеты вместимости участков линейной части нефтепровода Рё технологических трубопроводов. 3.1.4 РќР° действующий нефтепровод технологический регламент разрабатывается РћРђРћ РњРќ эксплуатирующими данный нефтепровод. Технологический регламент разработанный РћРђРћ РњРќ утверждается главным инженером РћРђРћ РњРќ. 3.1.5 РЎСЂРѕРє действия регламента устанавливается 3 РіРѕРґР°. 3.1.6 Технологический регламент пересматривается РїРѕ истечении СЃСЂРѕРєР° его действия, РїСЂРё изменении состава документации, регламентирующей РїРѕСЂСЏРґРѕРє эксплуатации трубопровода, охраны труда Рё промышленной безопасности, Р° также РїСЂРё внесении принципиальных изменений РІ технологическую схему Рё РІ режимы работы объектов нефтепровода. 3.2 Требования Рє технологическим режимам перекачки3.2.1 Технологический режим должен обеспечивать перекачку нефти СЃ требуемой производительностью, СЃ наименьшими эксплуатационными затратами. 3.2.2 Технологическим режимом перекачки РїРѕ магистральному нефтепроводу задаются значения следующих основных параметров: - производительность нефтепровода; - количество работающих магистральных насосных агрегатов РЅР° каждой РќРџРЎ, диаметры рабочих колес; - рабочее давление РЅР° приеме, РґРѕ Рё после регулятора давления РЅР° каждой РќРџРЎ; - максимальное разрешенное рабочее давление РЅР° нагнетании насосов Рё РЅР° нагнетании РќРџРЎ; - максимальное разрешенное давление для линейной части нефтепровода РЅР° РІС…РѕРґРµ РќРџРЎ; - минимально допустимое рабочее давление РЅР° всасывании насосов; - максимально-допустимая нагрузка РЅР° электродвигатель насосного агрегата; - наибольшая Рё наименьшая температура нефти, закачиваемой РІ нефтепровод. 3.2.3 Максимально разрешенное давление РїРѕ участкам нефтепровода устанавливается СЃ учетом раскладки труб РїРѕ нефтепроводу Рё фактического состояния труб. Рабочее давление РЅР° участке трубопровода должно быть РЅРµ выше максимально разрешенного давления. 3.2.4 Заданная производительность перекачки РЅР° участке нефтепровода может обеспечиваться: - работой головной станции (подпорным или основным агрегатом); - работой головной станции СЃ промежуточными РќРџРЎ или частью промежуточных РќРџРЎ; - работой насосной грузоотправителей РїСЂРё условии соблюдения технологического регламента эксплуатации участка нефтепровода, утвержденного главным инженером РћРђРћ РњРќ. Оптимальные режимы РІ условиях недогрузки должны обеспечиваться использованием сменных роторов магистральных насосов, заменой действующих насосов РЅР° типоразмеры меньшей производительности, перекачкой РѕРґРЅРѕР№ РќРџРЎ РїРѕ параллельным нефтепроводам СЃ обеспечением контроля каждого эксплуатационного участка РњРќ. 3.3 Ведение технологических процессов3.3.1 Технологический процесс перекачки может осуществляться РїРѕ следующим схемам: - "через резервуары" - применяется для учета нефти РЅР° РќРџРЎ Рё накопления нефти; - "РёР· насоса РІ насос" - применяется РЅР° промежуточных РќРџРЎ, РЅР° которых РЅРµ установлены подпорные насосы Рё резервуары; - "СЃ подключенными резервуарами" - применяется РЅР° промежуточных РќРџРЎ РїСЂРё необходимости компенсации неравномерности производительности РЅР° смежных участках нефтепровода. 3.3.2 Расчетное время работы магистральных нефтепроводов СЃ учетом остановок РЅР° ремонт принимается равным 350 РґРЅСЏРј или 8400 часам РІ РіРѕРґ. 3.3.3 РџСЂРё переключениях РЅР° линейной части, технологических трубопроводах, производимых без остановки перекачки, закрытие задвижки должно производиться только после открытия задвижек РІ РЅРѕРІРѕРј направлении перекачки. 3.3.4 РџСЂРё пусках, остановках Рё переключениях насосных агрегатов давления РІ нефтепроводе РЅРµ должны превышать значений, разрешенных технологическими картами. 3.3.5 Р’ целях уменьшения усталостных напряжений РІ металле труб Рё оборудования, повышения РёС… долговечности необходимо обеспечить наиболее длительную работу нефтепровода РЅР° заданном технологическом режиме, избегая значительных колебаний давления - остановок РѕРґРЅРѕРіРѕ или РґРІСѓС… насосных агрегатов РќРџРЎ, остановки перекачки нефти РїРѕ трубопроводу Рё полного СЃР±СЂРѕСЃР° давления. 3.3.6 РџСЂРё каждом непредвиденном изменении технологических параметров работы нефтепровода немедленно принимаются меры РїРѕ выяснению Рё устранению причин, вызвавших эти изменения. 3.3.7 Управление технологическим процессом приема, перекачки Рё поставки нефти производится: - РЅР° СѓСЂРѕРІРЅРµ Компании - центральным диспетчерским управлением (ЦДУ); - РЅР° СѓСЂРѕРІРЅРµ РћРђРћ РњРќ - диспетчерской службой РћРђРћ РњРќ СЃ центрального диспетчерского пункта; - РЅР° СѓСЂРѕРІРЅРµ технологических объектов - диспетчерской службой филиалов РћРђРћ РњРќ СЃ районного диспетчерского пункта (РДП) Рё оперативным персоналом РќРџРЎ (ЛПДС), нефтебаз, наливных станций СЃ местных диспетчерских пунктов (МДП) Рё операторных пунктов. 3.3.8 ЦДУ осуществляет: - оперативное управление перекачкой нефти РїРѕ системе магистральных нефтепроводов РЅР° основании коммерческих РґРѕРіРѕРІРѕСЂРѕРІ, графиков, маршрутных поручений РїРѕ приему, транспорту Рё поставке нефти; - учет приема, перекачки, отгрузки Рё поставки нефти; - контроль количества нефти Рё СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕР№ емкости РІ товарных парках производителей нефти, РћРђРћ РњРќ Рё грузополучателей; - принятие необходимых мер РїРѕ изменению грузопотоков нефти РІ случаях возникновения отказов РЅР° нефтепроводах; - согласование СЃ РћРђРћ РњРќ остановок участков нефтепроводов продолжительностью более 8 часов, либо связанных СЃ сокращением объемов перекачки. 3.3.9 Диспетчерская служба РћРђРћ РњРќ РЅР° основании плановых заданий ЦДУ осуществляет: - оперативное планирование Рё управление приемом, перекачкой, отгрузкой Рё поставкой нефти РїРѕ каждому участку нефтепровода, приемно-сдаточному пункту, наливным станциям, нефтебазам РІ пределах РћРђРћ РњРќ; - учет приема, перекачки Рё поставки нефти; - обеспечение оптимального технологического режима Рё контроль основных технологических параметров перекачки нефти; - учет движения нефти РїРѕ отдельным или РіСЂСѓРїРїРµ нефтепроводов Рё наличия нефти, СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕР№ емкости РІ резервуарных парках; - контроль Р·Р° С…РѕРґРѕРј выполнения аварийно-восстановительных работ; - контроль Р·Р° С…РѕРґРѕРј плановых работ, производимых РїРѕ планам-графикам, особенно РЅР° этапах подготовки, обеспечения необходимых запасов нефти, СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕР№ емкости РІ резервуарных парках, откачки нефти РёР· нефтепровода, заполнения Рё вывода его РЅР° режим; - согласование РІРѕРїСЂРѕСЃРѕРІ учета, откачки, заполнения нефтепроводов, качества нефти, РїРѕСЂСЏРґРєР° Рё режимов РїСЂРѕРїСѓСЃРєР° средств очистки РЅР° этапах разработки мероприятий (планов) проведения ремонтно-восстановительных работ РЅР° смежных участках нефтепроводов, проводимых РґСЂСѓРіРёРјРё РћРђРћ РњРќ; - контроль Рё анализ баланса перекачки нефти РїРѕ системе нефтепроводов РћРђРћ РњРќ РІ целом Рё отдельным ее участкам; - контроль Р·Р° качеством транспортируемой нефти; - согласование СЃ ЦДУ плановых остановок участков нефтепроводов продолжительностью более 8-РјРё часов, либо связанных СЃ сокращением приема или поставки нефти. 3.3.10 Диспетчерская служба филиала РћРђРћ РњРќ РЅР° основании приказа РћРђРћ РњРќ Рѕ распределении функций, границ обслуживания Рё грузооборотов между филиалами РІ пределах СЃРІРѕРёС… установленных границ выполняет: - непосредственное управление технологическими процессами приема, перекачки Рё поставки нефти; - контроль технологических параметров перекачки нефти; - учет движения нефти РїРѕ нефтепроводам, резервуарным паркам, приемно-сдаточным пунктам; - контроль качества принимаемой, перекачиваемой Рё сдаваемой нефти; - контроль текущего положения запорной арматуры; - контроль, регистрацию, анализ баланса перекачки нефти. 3.3.11 Оперативный персонал РќРџРЎ (ЛПДС), нефтебазы, наливной станции осуществляет: - непосредственное управление технологическим оборудованием, системами, сооружениями; - первичный учет количества принимаемой, перекачиваемой, сдаваемой, находящейся РЅР° хранении нефти Рё контроль ее качества; - постоянный контроль технологических параметров, технического состояния РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ Рё вспомогательного оборудования, систем, сооружений РЅР° вверенных объектах, Р° также регистрацию через каждые 2 часа значений технологических параметров. 3.3.12 Р’СЃРµ переключения РЅР° линейной части РњРќ, технологических трубопроводах, РІ резервуарном парке, РїСѓСЃРєРё, остановки РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ оборудования, изменения режимов работы РќРџРЎ, нефтепроводов должны регистрироваться РІ оперативной документации диспетчерских служб Рё оперативного персонала РќРџРЎ (ЛПДС), нефтебаз, наливных станций. 3.3.13 Нефтепроводы, резервуары, РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРµ нефтеперекачивающее оборудование должны выводиться РёР· работы или резерва только РїРѕ согласованию СЃ диспетчером, РєСЂРѕРјРµ случаев РёС… аварийного состояния или СЏРІРЅРѕР№ опасности для Р·РґРѕСЂРѕРІСЊСЏ Рё жизни людей. Вывод РІ ремонт РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ Рё вспомогательного оборудования, систем, резервуаров, нефтепроводов, РґСЂСѓРіРёС… объектов Рё сооружений РњРќ производится РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленном регламентами РћРђРћ РњРќ. 3.3.14 Оперативный контроль, регистрация, анализ основных технологических параметров работы РњРќ, баланса нефти осуществляется РЅРµ реже, чем через каждые РґРІР° часа, РЅР° всех СѓСЂРѕРІРЅСЏС… диспетчерских служб. 3.3.15 РџСЂРё возникновении аварийных ситуаций РЅР° объектах РњРќ оперативно-диспетчерский персонал должен действовать согласно Планам ликвидации возможных аварий Рё Планам тушения пожаров. 3.3.16 Работники оперативно-диспетчерских служб РІ рамках СЃРІРѕРёС… выполняемых функций руководствуются: - настоящими Правилами; - должностными, производственными инструкциями; - инструкцией РїРѕ учету нефти РїСЂРё ее транспортировке; - инструкциями РїРѕ РїСЂРѕРїСѓСЃРєСѓ внутритрубных инспекционных снарядов (Р’РРЎ); - технологической картой нефтепроводов, резервуаров, технологических трубопроводов; - графиком плановых остановок магистральных нефтепроводов; - положением Рѕ приеме Рё движении нефти РІ системе РњРќ; - графиками, маршрутными поручениями приема нефти РѕС‚ производителей (грузоотправителей), перекачки, отгрузки Рё поставки ее грузополучателям; - картой уставок технологических защит нефтепровода, РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ Рё вспомогательного оборудования РќРџРЎ; - планами ликвидации возможных аварий Рё планами тушения пожаров; - схемой технологических грузопотоков нефти РІ системе Компании; - положением Рѕ диспетчерской службе, отделе; - стандартами, техническими условиями РЅР° принимаемую Рё сдаваемую нефть; - правилами РїРѕ охране труда, пожарной безопасности, промышленной безопасности; - инструкциями РїРѕ эксплуатации средств телемеханики, аппаратуры Рё передачи информации. 3.3.17 Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется записями РІ следующих документах: - суточном диспетчерском листе; - РІ оперативных журналах; - журнале распоряжений; - журнале регистрации входящих Рё исходящих телефонограмм; - журнале контроля движения средств очистки Рё диагностики; - журнале учета последовательной перекачки; - суточных сводках; - журналах регистрации качества принимаемой Рё сдаваемой нефти; - журналах регистрации Рё исполнения маршрутных поручений; - журнале приема-сдачи смены. РЎСЂРѕРє хранения перечисленных документов 3 РіРѕРґР°. 3.3.18 Диспетчерские службы РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов, оперативный персонал РќРџРЎ, нефтебаз, наливных станций должны иметь следующие чертежи Рё схемы: - подробный профиль Рё план трассы нефтепровода СЃ ситуацией, указанием мест подключения путевых подкачек Рё СЃР±СЂРѕСЃРѕРІ нефти, расположения линейных задвижек, вантузов, РљРРџ, сигнализаторов прохождения очистных устройств; - подробные технологические схемы объектов СЃ обозначением номеров задвижек, резервуаров, основных, подпорных агрегатов, фильтров-грязеуловителей, РґСЂСѓРіРѕРіРѕ оборудования СЃ указанием РёС… основных технических характеристик. - технологические карты резервуаров; - карты уставок технологических защит нефтепровода, РќРџРЎ; - градуировочные таблицы резервуаров; - расчетные технологические режимы РќРџРЎ, нефтепровода; - инструкция дежурному диспетчеру РїСЂРё возникновении аварийных ситуаций РЅР° объектах РњРќ. РќР° профилях нефтепроводов должны быть указаны: - высотные отметки расположения линейных задвижек, вантузов, путевых СЃР±СЂРѕСЃРѕРІ, подкачек, манометров, РѕСЃРё магистральных трубопроводов; - места расположения РїРѕ трассе (РєРј, пикет) вышеуказанного оборудования, РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё сооружений. РќР° технологических схемах РќРџРЎ, приемо-сдаточных пунктов (РџРЎРџ), нефтебаз, наливных станций должны указываться высотные отметки РѕСЃРё основных магистральных агрегатов, РґРЅРёС‰ каждого резервуара, РІ том числе резервуаров грузоотправителей, грузополучателей, задействованных РІ технологическом процессе приема, перекачки, поставки нефти. 3.4 Организация перекачки РІ особых условияхПоследовательная перекачка, СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ контроля Рё сопровождения различных партий нефти 3.4.1 Перекачка нескольких сортов нефти РїРѕ РѕРґРЅРѕРјСѓ магистральному нефтепроводу должна осуществляться последовательно СЃ соблюдением требований РїРѕ сохранению РёС… качества. 3.4.2 РџСЂРё организации последовательной перекачки должен быть выполнен комплекс организационно-технических мероприятий, обеспечивающих ее проведение РІ соответствии СЃРѕ специально разработанной инструкцией. 3.4.3 Основные параметры последовательной перекачки: последовательность подачи различных нефтей РІ трубопровод, метод контактирования, величина партий нефтей, границы разделения партий нефтей РЅР° конечном пункте, методы реализации смеси нефтей - должны устанавливаться технологическим расчетом Рё отражаться РІ Рнструкции. 3.4.4 РџСЂРё турбулентном режиме движения перекачиваемых нефтей последовательная перекачка, как правило, осуществляется РїСЂРё непосредственном контактировании партий нефтей. 3.4.5 РџСЂРё транспортировании обводненных Рё подготовленных нефтей РїРѕ РѕРґРЅРѕРјСѓ трубопроводу, Р° также РїСЂРё ламинарном режиме движения нефтей, последовательная перекачка должна вестись СЃ разделителями. 3.4.6 РџСЂРё вынужденных остановках перекачки смесь, РїРѕ возможности, должна располагаться РЅР° участках нефтепровода СЃ профилем близким Рє горизонтальному, РіРґРµ нефть СЃ меньшей плотностью располагалась Р±С‹ РїРѕ профилю выше нефти СЃ более высокой плотностью. 3.4.7 РџСЂРё организации последовательной перекачки должны быть предусмотрены: - контроль Р·Р° прохождением смеси, разделителей РІ нефтепроводе; - контроль качества нефти. 3.4.8 РќР° всех РќРџРЎ Рё конечном пункте должны быть контрольные пункты для наблюдения Р·Р° последовательной перекачкой. Контроль Р·Р° прохождением смеси РїРѕ трубопроводу может осуществляться автоматическими приборами контроля, обеспечивающими требуемую точность измерения концентрации нефтей РІ смеси. 3.4.9 Р’ диспетчерском пункте нефтепровода РЅРµ реже, чем через РґРІР° часа фиксируются места нахождения смеси или разделителя Рё РґСЂСѓРіРёРµ данные, необходимые для контроля последовательной перекачки. 3.4.10 РџСЂРё сдаче смеси нефти грузополучателям содержание РѕРґРЅРѕРіРѕ сорта нефти РІ РґСЂСѓРіРѕРј должно отвечать установленным требованиям РїРѕ качеству нефти. Особенности Рё технологические режимы перекачки нефти СЃ аномальными свойствами (высоковязких, высокозастывающих, высокосернистых, СЃ наличием сероводорода) 3.4.11 Перекачка высоковязких Рё высокозастывающих нефтей РїРѕ нефтепроводу должна осуществляться СЃ подогревом. РџСЂРё этом нефтепровод оснащается пунктами подогрева нефти (РџРџРќ) согласно проекту. 3.4.12 Давление РІ трубопроводе РїСЂРё заполнении его транспортируемой нефтью должно устанавливаться РІ соответствии СЃ теплогидравлическим расчетом процесса РїСѓСЃРєР°. РћРЅРѕ должно соответствовать точке РјРёРЅРёРјСѓРјР° гидравлической характеристики нефтепровода. Принятое расчетное давление РЅРµ должно быть ниже упругости паров транспортируемой нефти РїСЂРё максимальной температуре перекачиваемой среды РЅР° данном участке нефтепровода. 3.4.13 Температура нефти, поступающей РІ нефтепровод, РІ период РїСѓСЃРєР° должна соответствовать тепловому расчету. РћРЅР° должна быть РЅРµ ниже номинальной температуры для условий стационарного режима перекачки нефти РїРѕ трубопроводу. Температура нефти, поступающей РІ трубопровод РІ период РїСѓСЃРєР°, должна устанавливаться, РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· требований, предъявляемых Рє сохранности изоляционных Рё теплоизоляционных покрытий Рё обеспечения допустимых температурных напряжений РІ металле трубы. 3.4.14 Для облегчения условий РїСѓСЃРєР° нефтепровода после строительства Рё остановки перекачки, Р° также РїСЂРё работе РЅР° пониженных производительностях рекомендуется применение депрессаторных присадок. 3.4.15 Количество РІРІРѕРґРёРјРѕРіРѕ депрессатора должно определяться РЅР° основании реологических исследований, выполненных РІ лабораторных условиях, Р° также РїРѕ результатам опробования РІ промышленных условиях Рё указываться РІ технологической карте РќРџРЎ. 3.4.16 Р’РІРѕРґ депрессатора РІ нефтепровод должен осуществляться дозировочными насосами РІ РІРёРґРµ смеси СЃ РёСЃС…РѕРґРЅРѕР№ нефтью, подогретой РґРѕ требуемой температуры. 3.4.18 РќРѕСЂРјС‹ температуры подогрева нефти Рё допустимого значения температуры остывания нефти РїСЂРё остановках перекачки должны указываться РІ технологической карте каждой РќРџРЎ. РџСЂРё застывании нефти РІ нефтепроводе РѕРЅР° должна вытесняться маловязкой нефтью РІ стационарные или передвижные емкости, находящиеся Сѓ линейных задвижек, РЅР° РќРџРЎ или станциях подогрева. 3.4.20 Конструктивные особенности сооружений, параметры оборудования Рё устройств РњРќ для перекачки высокосернистой, сернистой Рё СЃ наличием сероводорода нефтей устанавливаются проектом РІ соответствии СЃ действующими нормативными документами. Рксплуатация РњРќ, перекачивающих указанные нефти, должна проводиться РїРѕ отдельно разрабатываемым регламентам, инструкциям Рё РґСЂСѓРіРёРј документам, предусматривающим обеспечение безопасной Рё надежной эксплуатации нефтепровода. РќР° РќРџРЎ должен быть организован систематический контроль Р·Р° концентрацией сероводорода, установлены соответствующие предупредительные знаки, предусмотрены РґСЂСѓРіРёРµ меры безопасности. Особенности организации перекачки РЅР° нефтепроводах СЃРѕ сложным рельефом трассы 3.4.21 Для нефтепроводов СЃРѕ сложным рельефом трассы РІ условиях неполной РёС… загрузки допускается перекачка СЃ неполным заполнением поперечного сечения трубопровода после перевальной точки. Р’ этом случае разрабатывается Технологический регламент эксплуатации нефтепровода СЃ самотечными участками, РІ котором должны быть: - обоснована возможность Рё целесообразность эксплуатации данного нефтепровода СЃ самотечными участками; - разработаны технологические карты нефтепровода СЃ учетом течения нефти РЅР° ниспадающем склоне после перевальной точки СЃ неполным заполнением сечения трубопровода; - регламентирована процедура определения утечек нефти РёР· трубопровода РІ аварийных ситуациях, РІ том числе Рё РїСЂРё работе СЃ самотечными участками; - разработана методика учета количества перекачиваемой нефти РІ трубопроводе СЃ самотечными участками применительно Рє задаче инвентаризации нефти; - определены минимальные скорости РїСЂРѕРїСѓСЃРєР° диагностических Рё очистных устройств. Технологический регламент РїСЂРё этом должен быть согласован Госгортехнадзором Р РѕСЃСЃРёРё или его региональным РѕРєСЂСѓРіРѕРј РїРѕ принадлежности нефтепровода. 3.4.22 РџСЂРё наличии проектных решений, предусматривающих исключение работы СЃ самотечными участками, регламентируются параметры эксплуатации станции защиты нефтепровода РІ зависимости РѕС‚ режимов перекачки, физико-химических свойств транспортируемой нефти. 4 ТЕХНРЧЕСКОЕ ОБСЛУЖРР’РђРќРР• ОБЪЕКТОВ РњРђР“РСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ4.1 Линейная часть магистральных нефтепроводовОбщие положения - трубопровода СЃ ответвлениями Рё лупингами, запорной Рё регулирующей арматурой, переходов через естественные Рё искусственные препятствия, узлов подключения насосных станций, узлов РїСѓСЃРєР° Рё приема очистных Рё диагностических устройств, узлов автоматического перекрытия трубопроводов (РЈРђРџРў); - противопожарных средств, противоэрозионных Рё защитных сооружений; - установок электрохимической защиты нефтепроводов РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё; - линий Рё сооружений технологической СЃРІСЏР·Рё, средств автоматики Рё телемеханики; - линий электропередач Рё электроустановок; - земляных амбаров для СЃР±СЂРѕСЃР° нефти РёР· РњРќ; - сооружений для обслуживания РњРќ (РђР’Рџ, РґРѕРјР° обходчиков, блок-посты); - вдольтрассовых проездов Рё переездов через нефтепроводы, постоянных РґРѕСЂРѕРі, вертолетных площадок, расположенных вдоль трассы нефтепровода, Рё подъездов Рє РЅРёРј, опознавательных Рё сигнальных знаков местонахождения нефтепроводов, сигнальных знаков РїСЂРё пересечении нефтепроводами судоходных рек. 4.1.2 Безопасность, эффективность Рё надежность эксплуатации линейной части должны обеспечиваться следующими мерами: - периодическим патрулированием, осмотрами Рё комплексными диагностическими обследованиями СЃ использованием технических средств; - поддержанием РІ исправном состоянии Р·Р° счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ; - своевременной модернизацией морально устаревшего или изношенного оборудования; - соблюдением требований Рє охранной Р·РѕРЅРµ Рё Р·РѕРЅРµ установленных нормами минимальных расстояний РґРѕ населенных пунктов, промышленных Рё сельскохозяйственных предприятий, зданий Рё сооружений; - соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности Рё противопожарной защиты; - уведомлением руководителей организаций Рё информацией населения близлежащих населенных пунктов Рѕ местонахождении нефтепровода Рё мерах безопасности. 4.1.3 Техническое обслуживание линейной части РњРќ включает: - патрулирование трассы нефтепровода - визуальные наблюдения СЃ целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности Рё безопасности РњРќ Рё безопасности окружающей среды; - регулярные осмотры Рё обследования всех сооружений РїРѕ 4.1.1 СЃ применением технических средств СЃ целью определения РёС… технического состояния. 4.1.4 Техническое обслуживание линейной части РњРќ должно проводиться аварийно-восстановительной службой Рё специализированными организациями, имеющими лицензию РЅР° проведение соответствующих работ. Патрулирование трассы нефтепровода 4.1.5 Трасса магистрального нефтепровода должна патрулироваться СЃ целью контроля состояния охранной Р·РѕРЅС‹ Рё прилегающей территории, выявления факторов, которые РјРѕРіСѓС‚ создавать СѓРіСЂРѕР·Сѓ безопасности Рё надежности эксплуатации нефтепровода. Периодичность осмотра нефтепровода путем РѕР±С…РѕРґР°, объезда или облета устанавливается руководством эксплуатирующей организации РІ зависимости РѕС‚ местных условий Рё времени РіРѕРґР° Рё должно осуществляться: - воздушным патрулированием РЅРµ менее 2-5 раз РІ 7 дней; - наземным патрулированием РЅР° транспортных средствах РЅРµ менее 1 раза РІ 7 дней, Р° РІ зависимости РѕС‚ конкретных условий эксплуатации - ежедневно; - наземное патрулирование, выполняемое обходчиками ежедневно. 4.1.6 РџСЂРё патрулировании ЛЧ РњРќ РѕСЃРѕР±РѕРµ внимание должно быть уделено: - наличию признаков утечек нефти; - строительным Рё земляным работам, РІ С‚.С‡. проводимым сторонними организациями; - СЌСЂРѕР·РёРё грунта; - льдообразованию; - образованию РїСЂРѕРјРѕРёРЅ Рё размывов; - оползневым участкам; - оседанию грунта над трубопроводом; - оголению трубопровода; - пересечению нефтепроводом водотоков, железных Рё автомобильных РґРѕСЂРѕРі. 4.1.7 Структурные подразделения филиалов, эксплуатирующих объекты РњРќ, должны содержать РІ рабочем состоянии проезды, подъездные пути, переезды через нефтепроводы, вдольтрассовые РґРѕСЂРѕРіРё, вертолетные площадки Рё взлетно-посадочные полосы авиатранспорта для обслуживания линейной части РњРќ. 4.1.8 Рћ замеченных утечках нефти, любых неисправностях Рё повреждениях сооружений РїРѕ трассе, угрожающих нормальной работе нефтепровода или безопасности людей Рё находящихся вблизи предприятий, населенных пунктов, Р° также Рѕ нарушениях охранной Р·РѕРЅС‹ нефтепровода, лица, выполняющие патрулирование, должны немедленно сообщать непосредственному руководителю Рё диспетчеру. 4.1.9 РџСЂРё осуществлении воздушного патрулирования данные РѕР± угрожающей нефтепроводу деятельности или производстве строительных работ РІ непосредственной близости РѕС‚ нефтепровода должны быть уточнены РЅР° земле. Р’ случае установления РїСЂСЏРјРѕР№ СѓРіСЂРѕР·С‹ безопасности или бесперебойной работе нефтепровода сведения РѕР± этом должны быть немедленно переданы ответственному должностному лицу РїРѕ радио, телефону или РґСЂСѓРіРѕРјСѓ средству СЃРІСЏР·Рё. 4.1.10 Результаты патрулирования должны заноситься РІ журнал патрулирования. Обозначение трассы РњРќ РЅР° местности 4.1.11 Трасса нефтепровода РЅР° местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками РІ РІРёРґРµ столбиков СЃРѕ щитами-указателями высотой 1,5-2 Рј РѕС‚ поверхности земли, устанавливаемыми РІ пределах РїСЂСЏРјРѕР№ видимости, РЅРѕ РЅРµ реже чем через 500-1000 Рј, Р° также РЅР° углах поворота Рё пересечениях СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё трубопроводами Рё коммуникациями, РІ местах мелкого залегания (РґРѕ РёС… устранения) Рџ образными знаками размером 1,5-2 Рј над поверхностью земли (отступ стоек знака РѕС‚ трубопровода РЅРµ менее 0,5 Рј СЃ каждой стороны) СЃ двухсторонним щитом 0,5´0,3 Рј СЃ сигнальной надписью «Внимание нефтепровод! Движение техники запрещено!В». 4.1.14 РќР° щите-указателе должны быть приведены: - наименование нефтепровода или входящего РІ его состав сооружения; - местоположение РѕСЃРё нефтепровода РѕС‚ основания знака; - РїСЂРёРІСЏР·РєР° знака РЅР° трассе (РєРј); - охранная Р·РѕРЅР° нефтепровода, телефоны Рё адрес организации, эксплуатирующей данный участок нефтепровода. 4.1.15 Трасса нефтепровода, особенно РІ местах переходов через железные Рё автомобильные РґРѕСЂРѕРіРё Рё водные препятствия, Сѓ линейной арматуры Рё РЅР° опасных участках, должна быть четко обозначена РЅР° местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами). 4.1.16 Опознавательными Рё предупредительными знаками должно быть четко обозначено местоположение коммуникаций, проходящих РІ РѕРґРЅРѕРј техническом РєРѕСЂРёРґРѕСЂРµ. Установку знаков необходимо оформлять совместным актом владельцев коммуникаций технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР° Рё землепользователей. 4.1.17 Р’РёРґС‹ знаков РЅР° пересечениях автомобильных Рё железных РґРѕСЂРѕРі, правила РёС… установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения Рё государственного стандарта РЅР° знаки. 4.1.18 Обходчики Рё машины линейной службы должны быть обеспечены переносными предупредительными знаками для обозначения РЅР° местности аварийно-опасных участков РњРќ. 4.1.19 Р’СЃРµ надземные переходы балочного типа должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность доступа посторонних лиц Рё механизмов Рє нефтепроводу, иметь защитное покрытие Рё иметь предупредительный знак "РџСЂРѕС…РѕРґ Рё проезд запрещен". 4.1.20 Осмотр километровых знаков, указателей, установленных РІ местах пересечения СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё коммуникациями, размещения РЅР° нефтепроводе отводов, углов поворота, необходимо проводить РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ месяц. Охранные Р·РѕРЅС‹ 4.1.21 РќР° всем протяжении трассы РњРќ для исключения повреждений РІ соответствии СЃ действующими Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливают охранную Р·РѕРЅСѓ: - вдоль трассы РњРќ - РІ РІРёРґРµ участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися РІ 25 метрах РѕС‚ РѕСЃРё трубопровода СЃ каждой стороны; - вдоль трасс многониточных нефтепроводов РІ РІРёРґРµ участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими РІ 25 метрах РѕС‚ осей крайних трубопроводов СЃ каждой стороны; - вдоль подводных переходов нефтепроводов - РІ РІРёРґРµ участка РѕС‚ РІРѕРґРЅРѕР№ поверхности РґРѕ РґРЅР°, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими РѕС‚ осей крайних ниток трубопроводов РЅР° 100 метров СЃ каждой стороны; - РІРѕРєСЂСѓРі емкостей для хранения Рё дренажа нефти - РІ РІРёРґРµ участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей РѕС‚ границ территории указанных объектов РЅР° 50 Рј РІРѕ РІСЃРµ стороны; - РІРѕРєСЂСѓРі головных Рё промежуточных перекачивающих Рё наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефти, наливных Рё сливных эстакад, пунктов подогрева нефти - РІ РІРёРґРµ участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей РѕС‚ границ территорий указанных объектов РЅР° 100 Рј РІРѕ РІСЃРµ стороны. 4.1.22 Земельные участки, входящие РІ охранные Р·РѕРЅС‹, РЅРµ изымаются Сѓ землепользователей Рё используются РёРјРё для проведения сельскохозяйственных Рё иных работ СЃ обязательным соблюдением требований Правил охраны магистральных трубопроводов. 4.1.23 РћРђРћ РњРќ должны принимать необходимые меры для обеспечения установленных РЎРќРёРџ 2.05.06 минимальных расстояний РґРѕ населенных пунктов, отдельных промышленных Рё сельскохозяйственных предприятий, сооружений, зданий РѕС‚ РѕСЃРё нефтепроводов РІ пределах 10¸3000 Рј (РІ зависимости РѕС‚ диаметра нефтепровода) Рё РѕС‚ РќРџРЎ РІ пределах 20¸200 Рј (РІ зависимости РѕС‚ категории РќРџРЎ). 4.1.24 РџСЂРё прохождении РњРќ РІ РѕРґРЅРѕРј техническом РєРѕСЂРёРґРѕСЂРµ СЃ инженерными коммуникациями РґСЂСѓРіРёС… ведомств или РёС… взаимном пересечении - РѕСЃРЅРѕРІС‹ взаимоотношений организаций, эксплуатирующих эти коммуникации Рё трубопроводы, определяются Правилами охраны магистральных трубопроводов. 4.1.25 РџРѕСЂСЏРґРѕРє Рё время ремонта нефтепроводов, проходящих РІ РѕРґРЅРѕРј техническом РєРѕСЂРёРґРѕСЂРµ СЃ инженерными коммуникациями или пересекающих РёС…, должны согласовываться СЃ организациями, эксплуатирующими эти коммуникации. 4.1.26 Строительные Рё ремонтные работы РІ охранных зонах линий Рё сооружений технологической СЃРІСЏР·Рё, телемеханики Рё электрических сетей, входящих РІ состав магистральных нефтепроводов, должны выполняться СЃ соблюдением требований нормативных документов РїРѕ охране линий Рё сооружений СЃРІСЏР·Рё Рё электрических сетей, Р° также настоящих Правил. 4.1.27 Р’СЃРµ изменения, касающиеся строительства объектов РІ охранной Р·РѕРЅРµ РњРќ, пересечений нефтепровода коммуникациями РґСЂСѓРіРѕРіРѕ назначения, Р° также конструктивные изменения объектов линейной части РњРќ, должны быть своевременно внесены РІ исполнительную документацию. 4.1.28 РџСЂРё производстве строительно-монтажных Рё ремонтных работ РІ охранной Р·РѕРЅРµ должны выполняться требования Правил охраны РњРќ. Р’ охранной Р·РѕРЅРµ любые работы Рё независимо РѕС‚ производителя работ должны выполняться СЃ оформлением наряда-РґРѕРїСѓСЃРєР° Рё РїРѕРґ надзором организации, эксплуатирующей РњРќ. 4.1.29 Персонал РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов РїСЂРё выездах РЅР° трассу нефтепровода, независимо РѕС‚ основных обязанностей Рё целей выезда, должен следить Р·Р° состоянием охранной Р·РѕРЅС‹ магистрального нефтепровода. РџСЂРё обнаружении любого РІРёРґР° деятельности или событий, которые РјРѕРіСѓС‚ отрицательно повлиять РЅР° безопасность эксплуатации нефтепровода, РЅР° его нормальную работу или РЅР° возможность выполнения технического обслуживания Рё ремонта нефтепровода работник предприятия, эксплуатирующего РњРќ, обязан провести предварительное расследование Рё сообщить руководству своего предприятия. 4.1.30 РќР° всех участках магистрального нефтепровода должна быть обеспечена возможность вдольтрассового проезда Рё подъезда Рє любой точке нефтепровода для выполнения профилактических, ремонтных Рё аварийных работ. 4.1.31 Полоса земли шириной РЅРµ менее 3 Рј РѕС‚ РѕСЃРё СЃ каждой стороны нефтепровода Рё обслуживающих РёС… линий электропередачи Рё СЃРІСЏР·Рё должна периодически расчищаться РѕС‚ деревьев, кустарников, поросли для обеспечения видимости трассы СЃ РІРѕР·РґСѓС…Р°, СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕРіРѕ передвижения техники Рё пожаробезопасности. Выполнение этих работ производится без оформления лесорубочных билетов Рё без согласования СЃ собственниками земельных участков (землепользователей). 4.1.32 РџРѕ всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепровода, РїСЂРё возникновении оголения, провисания, размыва участков нефтепровода РѕРЅРё должны быть отремонтированы РІ соответствии СЃ требованиями строительных РЅРѕСЂРј Рё правил. Фактическая глубина заложения нефтепровода должна контролироваться РЅР° непахотных землях РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ пять лет, РЅР° пахотных - РѕРґРёРЅ раз РІ РіРѕРґ. Контроль производится через 100 Рј РїРѕ длине Рё РІ характерных точках (РЅРёР·РёРЅС‹, овраги Рё РґСЂ.). РџРѕ окончании работ, связанных СЃ вскрытием нефтепровода, оголенные участки его должны быть засыпаны РІ соответствии СЃ нормативными требованиями. 4.1.33 Для защиты РѕС‚ размыва траншеи Рё обнажения нефтепроводов должны предусматриваться соответствующие мероприятия: организация стока поверхности РІРѕРґ, крепление оврагов Рё РїСЂРѕРјРѕРёРЅ, размываемых берегов водных преград Рё РґСЂСѓРіРёРµ. Растущие овраги Рё РїСЂРѕРјРѕРёРЅС‹, расположенные РІ охранной Р·РѕРЅРµ Рё РІ стороне РѕС‚ трассы, которые РїСЂРё своем развитии РјРѕРіСѓС‚ достичь трубопровода, должны укрепляться. 4.1.34 Для нефтепроводов, проложенных РІ земляных насыпях через балки, овраги Рё ручьи, обязательно устройство РІРѕРґРѕРїСЂРѕРїСѓСЃРєРѕРІ, обеспечивающих РїСЂРѕРїСѓСЃРє расчетного расхода РІРѕРґС‹. 4.1.35 РџСЂРё пересечении нефтепроводами крутых склонов, РїСЂРѕРјРѕРёРЅ, оросительных каналов, кюветов следует предусматривать РІ местах РёС… пересечения глиняные (или РёР· РґСЂСѓРіРѕРіРѕ РїРѕРґРѕР±РЅРѕРіРѕ материала) перемычки, предотвращающие распространение РІРѕРґС‹ РїРѕ траншее Рё проток её вдоль трубопровода. 4.1.36 Осмотр трассы нефтепровода должен проводиться РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ неделю, Р° РІ паводковый период три раза РІ неделю. Внеочередные осмотры трассы РњРќ проводятся после стихийных бедствий, РїСЂРё обнаружении утечек нефти, падении давления, нарушении баланса нефти Рё РґСЂСѓРіРёС… признаков повреждения нефтепровода. Наземное оборудование 4.1.37 Запорная арматура, узлы РїСѓСЃРєР° Рё приема очистных Рё диагностических устройств должны быть легкодоступны для обслуживания персоналом Рё защищены РѕС‚ повреждения Рё управления посторонними лицами. Вантуза, Р° также отдельно стоящие манометры Рё сигнализаторы прохождения РЎРћР” должны быть ограждены, обозначены, находится РІ колодцах СЃ обеспечением защиты РѕС‚ несанкционированного доступа. 4.1.38 Запорная арматура, установленная РЅР° линейной части нефтепровода, должна быть комплектной, пронумерована РІ соответствии СЃ технологическими схемами, иметь указатели положения затвора Рё содержаться РІ исправном состоянии. РќР° арматуре должны быть надписи обозначения РїРѕ управлению ею. 4.1.39 Площадки расположения запорной арматуры линейной части внутри ограждений должны быть спланированы, защищены РѕС‚ затопления поверхностными Рё грунтовыми водами Рё иметь твердое покрытие (гравий, щебень Рё С‚.Рї.). Рљ площадкам должна быть предусмотрена возможность подъезда транспортных средств. 4.1.40 Рљ узлам управления, указателям положения затвора запорной арматуры должен быть обеспечен беспрепятственный доступ обслуживающего персонала. Площадки обслуживания должны содержаться РІ чистоте Рё исправном состоянии. Открывать Рё закрывать запорную арматуру разрешается только РїРѕ распоряжению диспетчера, которое должно быть зафиксировано РІ журнале распоряжений. 4.1.41 Операции РїРѕ управлению, техническому обслуживанию запорной арматуры должны проводиться РІ соответствии СЃ требованиями инструкций заводов-изготовителей. 4.1.42 Техническое обслуживание запорной арматуры должно проводиться согласно годовым планам-графикам, утвержденным руководством РћРђРћ РњРќ или его филиалов. РќРµ менее РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ месяц следует проводить: - внешний осмотр запорной арматуры СЃ целью выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, нарушений герметичности кабеля Рё электродвигателя; - проверку наличия смазки РІ редукторе Рё ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей Рё поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки РѕС‚ пыли, РіСЂСЏР·Рё, осадков, наличия четко обозначенных знаков Рё надписей, указателей положения (штока); - устранение всех выявленных РїСЂРё внешнем осмотре недостатков; - устранение, РїСЂРё необходимости, СЃ наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, площадок самообслуживания РіСЂСЏР·Рё, ржавчины, льда, РІРѕРґС‹, подтеков масла. Подтяжка сальников проводится, РїРѕ необходимости, РЅРѕ РЅРµ реже РґРІСѓС… раз РІ РіРѕРґ. Протяжка всех фланцевых соединений проводится РЅРµ реже 2-С… раз РІ РіРѕРґ РїСЂРё подготовке Рє работе РІ осенне-Р·РёРјРЅРёР№ Рё весенне-летний сезоны. 4.1.43 Обследования узлов РїСѓСЃРєР° Рё приема очистных Рё диагностических устройств должны выполняться РґРІР° раза РІ РіРѕРґ - весной Рё осенью, СЃ целью определения возможных перемещений РѕР±РІСЏР·РєРё узлов. Пересечения искусственных Рё естественных препятствий 4.1.44 Р’ процессе эксплуатации подземных переходов нефтепроводов через железные Рё автомобильные РґРѕСЂРѕРіРё необходимо проверять: - состояние смотровых Рё отводных колодцев, отводных канав СЃ целью выявления утечек нефти, нарушений земляного РїРѕРєСЂРѕРІР°, опасных для нефтепровода проседаний Рё выпучиваний грунта (РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ месяц); - положение защитного кожуха Рё нефтепровода, Р° также состояние изоляции нефтепровода. 4.1.45 Обследование СЃ проверкой отсутствия электрического контакта магистрального трубопровода СЃ защитным кожухом проводится РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ РіРѕРґ. 4.1.46 Р’ процессе эксплуатации балочных, подвесных Рё арочных надземных переходов необходимо вести визуальный контроль Р·Р° общим состоянием воздушных переходов трубопровода, береговых Рё промежуточных РѕРїРѕСЂ, РёС… осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов РІ полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопроводов РёР· земли, креплений трубопроводов РІ опорах земляных насыпей. 4.1.47 Обследования воздушных переходов должны выполняться РЅРµ реже РґРІСѓС… раз РІ РіРѕРґ: весной - после паводка, летом - РІ период подготовки Рє осенне-зимней эксплуатации. 4.1.48 Результаты обследований оформляются актами Рё записываются РІ соответствующие паспорта Рё журналы. 4.1.49 РџСЂРё выполнении работ РїРѕ техническому обслуживанию Рё ремонту РњРќ, проложенных РІ тоннелях, необходимо предусматривать вентиляцию тоннеля Рё осуществлять контроль Р·Р° концентрацией паров Рё газов, которая РЅРµ должна превышать предельно-допустимую. 4.1.50 Рљ подводным переходам относится линейная часть нефтепровода СЃ сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 Рј РїРѕ зеркалу РІРѕРґС‹ РІ межень Рё глубиной свыше 1,5 Рј. Границами РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода магистрального нефтепровода (РџРџ РњРќ), определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной РЅР° берегах; для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких РІРѕРґ (ГВВ), РЅРµ ниже отметок 10 %-РѕР№ обеспеченности. 4.1.51 Техническое обслуживание РџРџ РњРќ должно осуществляться РІ соответствии СЃ инструкциями, учитывающими конструктивные особенности подводных переходов (переходов, построенных траншейным методом, методом наклонно-направленного бурения, методом "труба РІ трубе", однониточных Рё многониточных). 4.1.52 Строящиеся подводные переходы РњРќ должны быть оборудованы системами контроля утечек. Р’СЃРµ подводные переходы, имеющие конструкцию "труба РІ трубе", должны быть оборудованы системами обнаружения газопаровоздушной среды РІ межтрубном пространстве. 4.1.53 РќР° переходах через судоходные реки должны быть оборудованы пункты наблюдения. Организации эксплуатирующие подводные переходы через судоходные реки, должны быть укомплектованы техническими средствами для ликвидации аварий Рё РёС… последствий. 4.1.54 Техническое обслуживание подводных переходов РњРќ должно производиться службами РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов, Р° также специализированными сторонними организациями РЅР° РґРѕРіРѕРІРѕСЂРЅРѕР№ РѕСЃРЅРѕРІРµ РІ соответствии СЃ требованиями действующих нормативных документов Рё настоящих Правил. 4.1.55 Для обеспечения надежной работы РџРџ РњРќ необходимо выполнять следующие основные мероприятия: - поддержание РІ исправном состоянии электрохимзащиты труб перехода, устранение повреждений изоляции, металла труб, берегоукреплений, выявление подмывов, оползней, размывов; - поддержание установленных проектом отметок заглубления трубопроводов; - контроль Р·Р° наличием информационных знаков, ограждения, сохранностью реперов Рё ледозащитных устройств; - контроль Р·Р° состоянием Рё техническое обслуживание запорной арматуры; - систематический контроль Р·Р° давлением РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ Рё резервной нитках перехода. 4.1.56 Техническое обслуживание подводных переходов должно включать: - визуальные наблюдения - РІ соответствии СЃ утвержденным главным инженером филиала графиком; - регулярные осмотры (раз РІ месяц) береговых участков Рё пойменных участков переходов, проверку состояния откосов Рё укрепления берегов; - промывку резервных ниток; - осмотр Рё проверку исправности информационных знаков, ледозащитных устройств; - регулярные контрольные осмотры РџРџ РњРќ ежегодно после ледохода Рё паводка СЃ целью выявления размывов русла реки Рё обнажения трубопровода, размыва Рё разрушения РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ части берегоукрепительных сооружений; - обследование технического состояния нефтепровода СЃ сооружениями. 4.1.57 Периодичность, РїРѕСЂСЏРґРѕРє, состав Рё объем работ РїРѕ обследованию РџРџ РњРќ должны определяться РІ соответствии СЃ действующей РќРўР”. 4.1.58 Внеочередные обследования подводных переходов РњРќ должны выполняться после аномальных паводков Рё РїСЂРё разработке проекта капитального ремонта. 4.1.59 РџСЂРё нормальной работе трубопровода РІСЃРµ нитки перехода должны находиться РІ работе. РќРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ РіРѕРґ необходимо отключать нитки перехода закрытием задвижек СЃ РѕРґРЅРѕР№ стороны перехода РЅР° 2-3 суток Рё направлять поток нефти поочередно РїРѕ каждой нитке перехода для РёС… промывки. Промывку необходимо производить РїСЂРё скорости движения нефти РЅРµ менее 1,5 Рј/СЃ, РїСЂРё наличии камер приема-РїСѓСЃРєР° СЃ применением очистных устройств. Время выполнения промывки РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода, РїСЂРё скорости движения нефти 1,5 Рј/СЃ, должно быть достаточным для прокачки 3-С… объемов промываемого участка нефтепровода. 4.1.60 Рксплуатация переходов, оснащенных узлами автоматического перекрытия трубопроводов Рё узлами РїСѓСЃРєР° Рё приема очистных Рё диагностических устройств, осуществляется РІ соответствии СЃ инструкциями, разработанными РћРђРћ РњРќ, РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· конкретных особенностей переходов. Подготовка нефтепровода Рє эксплуатации РІ осенне-Р·РёРјРЅРёС… условиях Рё Рє весеннему паводку 4.1.62 Для обеспечения эффективной Рё надежной эксплуатации нефтепроводов РІ осенне-Р·РёРјРЅРёР№ Рё весенний паводковый периоды службами подразделений РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов должен быть выполнен комплекс мероприятий РїРѕ разработанному Рё утвержденному плану. 4.1.63 Р’ плане подготовки Рє эксплуатации РњРќ РІ Р·РёРјРЅРёС… условиях должны быть предусмотрены: - ревизия Рё ремонт запорной арматуры СЃРѕ сменой летней смазки РЅР° Р·РёРјРЅСЋСЋ, проверка арматуры РЅР° полное закрытие Рё открытие; - создание необходимого запаса материалов Рё инструментов РЅР° складах Рё труднодоступных местах трассы; - перевод РЅР° Р·РёРјРЅСЋСЋ эксплуатацию аварийно-ремонтной техники; - промывка нефтью тупиковых Рё непроточных участков Рё арматуры; - установка указателей Рё вешек Сѓ колодцев Рё вантузов РЅР° случай заноса РёС… снегом; - заливка незамерзающей жидкости РІ разделительные СЃРѕСЃСѓРґС‹ Рё импульсные линии РЅР° узлах отбора давления. 4.1.64 Р’ плане мероприятий РїРѕ подготовке объектов Рё сооружений линейной части РњРќ Рє весенним паводкам должны быть предусмотрены: - подготовка аварийной техники; - проверка запорной арматуры СЃ опробованием РЅР° полное открытие Рё закрытие РІ местном Рё дистанционном режимах; - создание временных опорных пунктов РІ труднодоступных местах трассы нефтепровода, оснащенных необходимой техникой, материалами Рё инструментами; - создание необходимых запасов горюче-смазочных материалов; - проверка Рё, РїСЂРё необходимости, устройство водоотводов Рё РІРѕРґРѕРїСЂРѕРїСѓСЃРєРѕРІ; - очистка водопропускных, водоотводящих Рё РґСЂСѓРіРёС… сооружений РѕС‚ наносов снега Рё льда; - восстановление защитных сооружений Рё проведение противопожарных мероприятий; - восстановление нагорных водоотводных каналов Рё водопропускных устройств; - проверка Рё ремонт ледорезов РІ местах возможных заторов льда; - РѕР±СЂСѓР±РєР° льда РІ урезах рек над подводными переходами (РїСЂРё необходимости); - ремонт лежневых РґРѕСЂРѕРі; - подготовка средств передвижения РїРѕ РІРѕРґРµ Рё средств СЃР±РѕСЂР° нефти СЃ РІРѕРґРЅРѕР№ поверхности; - размещение дежурных постов РЅР° РѕСЃРѕР±Рѕ ответственных участках для своевременного обнаружения СѓРіСЂРѕР·С‹ повреждения нефтепровода Рё его сооружений, организация СЃРІСЏР·Рё Рё РґСЂСѓРіРёРµ мероприятия, направленные РЅР° обеспечение бесперебойной работы нефтепровода РІРѕ время паводка; - организация взаимодействия СЃ районными, областными Рё республиканскими противопаводковыми РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏРјРё. Очистка внутренней полости линейной части нефтепроводов 4.1.65 РЎ целью поддержания РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности Рё предупреждения скапливания РІРѕРґС‹ Рё внутренних отложений, Р° также СЃ целью подготовки участка нефтепровода Рє внутритрубной инспекции Рё переиспытаниям должна проводиться очистка внутренней полости РњРќ РїСЂРѕРїСѓСЃРєРѕРј очистных устройств. Работы РїРѕ очистке РњРќ должны вестись СЃ соблюдением мер РїРѕ обеспечению пожаровзрывобезопасности РІ соответствии СЃ Правилами безопасности РїСЂРё эксплуатации РњРќ, СЃ Правилами пожарной безопасности РїСЂРё эксплуатации магистральных нефтепроводов. 4.1.66 Рекомендуется очистные устройства оборудовать низкочастотными передатчиками РІРѕ взрывозащищенном исполнении, которые РІ комплекте СЃ наземными переносными локаторами позволяют контролировать прохождение очистных скребков РїРѕ участку нефтепровода Рё обнаруживать места РёС… возможной остановки (застревания). 4.1.67 РћРђРћ РњРќ должны составлять Рё утверждать годовые планы работ РїРѕ очистке нефтепроводов СЃ учетом планов перекачки, проведения внутритрубных инспекций Рё свойств нефти. 4.1.68 Периодичность очистки магистральных нефтепроводов очистными устройствами определяется индивидуально для каждого нефтепровода РІ зависимости РѕС‚ особенностей его эксплуатации Рё свойств перекачиваемого продукта, РЅРѕ РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ квартал. РџСЂРё снижении РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности нефтепровода РІ промежутках между периодическими очистками РЅР° 2 % Рё более необходимо проводить внеочередные очистки нефтепровода. Для освобождения РѕС‚ РІРѕРґС‹ внутренней полости РњРќ, работающих РЅР° сниженных режимах, рекомендуется РѕРґРёРЅ раз РІ неделю вести перекачку нефти РїРѕ схеме "через резервуары" СЃРѕ скоростью более 1,5 Рј/СЃ РІ течение РЅРµ менее РґРІСѓС… часов. 4.1.69 Ответственность Р·Р° организацию, проведение работ РїРѕ очистке нефтепровода Рё контроль Р·Р° выполнением планов очистки возлагается РЅР° РћРђРћ РњРќ или его филиалы. 4.1.70 Работы РїРѕ очистке нефтепроводов должны выполняться РІ соответствии СЃ Положениями Рё инструкциями, разработанными РЅР° основании требований нормативных документов, Рё утвержденными РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 4.1.71 Лупинги, резервные нитки Рё перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены РѕС‚ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ трубопровода РЅР° период прохождения очистных устройств, калибров Рё диагностических РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ. Рспытания действующих нефтепроводов 4.1.72 Рспытания РЅР° прочность являются средством подтверждения надежности Рё работоспособности эксплуатируемого нефтепровода или его участков Рё должны проводиться: - после капитального ремонта СЃ заменой труб; - после реконструкции; - РІ случаях, если РѕРЅРё РЅРµ РјРѕРіСѓС‚ быть подвергнуты внутритрубной диагностике; - РїСЂРё аттестации магистрального нефтепровода. Рспытания должны проводиться РІ соответствии СЃ требованиями действующих нормативных документов. 4.1.73 Решение Рѕ проведении испытаний должно приниматься РћРђРћ РњРќ РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ результатов анализа аварийности СЃ учетом выполнения плановых мероприятий РїРѕ повышению надежности, требований охраны окружающей среды, необходимости повышения максимального разрешенного рабочего давления или реконструкции РњРќ. 4.1.74 Параметры испытаний (протяженность участка, испытательное давление, время выдержки РїРѕРґ испытательным давлением Рё цикличность изменений давления РїСЂРё испытаниях) должны устанавливать РћРђРћ РњРќ (РїСЂРё необходимости совместно СЃРѕ специализированной организацией) СЃ учетом технического состояния трубопровода, условий прокладки, профиля трассы, физико-химических свойств материала труб Рё РґСЂСѓРіРёС… данных, характеризующих условия работы трубопровода. Протяженность испытываемых участков линейной части РњРќ РЅРµ должна превышать 30-40 РєРј. 4.1.75 Перед проведением испытаний нефтепроводов РћРђРћ РњРќ должно предусмотреть мероприятия РїРѕ замене тройников, отводов, переходников полевого изготовления, временно установленных хомутов, заплат, морально устаревшей или РЅРµ соответствующей условиям эксплуатации арматуры Рё РґСЂСѓРіРѕРіРѕ оборудования. 4.1.76 Для организации проведения испытаний действующего нефтепровода приказом РїРѕ РћРђРћ РњРќ создается рабочая РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏ. Рспытания проводятся РїРѕ Программе или Проекту, утвержденным руководителем РћРђРћ РњРќ Рё согласованным СЃ местными органами ГПС РњР’Р” Р Р¤, Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё, Государственной бассейновой инспекции, комитетом РїРѕ охране окружающей среды. После окончания испытаний должен быть оформлен акт установленной формы. 4.1.77 Выявленные РїСЂРё испытаниях повреждения трубопровода должны немедленно устраняться. После устранения повреждений испытания трубопровода продолжают РїРѕ установленной Программе или Проекту. Характер каждого выявленного РїСЂРё испытаниях дефекта или повреждения трубопровода, Р° также работы РїРѕ РёС… устранению должны отражаться РІ специальном акте. 4.1.78 Нефтепровод считается выдержавшим испытание РЅР° прочность Рё проверку РЅР° герметичность, если Р·Р° время испытания трубопровода РЅР° прочность труба РЅРµ разрушилась, Р° РїСЂРё проверке РЅР° герметичность давление осталось РІ пределах допустимых РЅРѕСЂРј Рё РЅРµ были обнаружены утечки. Аварийный запас 4.1.79 Аварийный запас труб должен использоваться РїСЂРё ликвидации аварий. Допускается использовать аварийный запас труб РїРѕ разрешению руководства РћРђРћ РњРќ или его филиала РїСЂРё переиспытаниях нефтепроводов Рё для текущего ремонта СЃ последующим пополнением. 4.1.80 Р’ процессе эксплуатации магистрального трубопровода необходимо периодически, РЅРѕ РЅРµ реже чем РґРІР° раза РІ РіРѕРґ проводить осмотр аварийного запаса труб. РџРѕ мере необходимости должны выполняться работы РїРѕ ремонту стеллажей, РїРѕ защите РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё, скашивание растительности Рё С‚.Рґ. Количество аварийного запаса должно составлять: - труб - 0,1 % РѕС‚ протяженности РњРќ; - линейной арматуры - РїРѕ РѕРґРЅРѕР№ штуке каждого диаметра РЅР° 15 установленных РЅР° трубопроводе задвижек; - соединительных деталей труб - РїРѕ РґРІРµ штуки РЅР° каждый диаметр РІ расчете РЅР° 500 РєРј нефтепровода. 4.1.81 Марки стали Рё толщины стенок труб аварийного запаса должны соответствовать аналогичным параметрам труб, заложенным РІ проекте. Запрещается применение труб для аварийного запаса, РЅРµ имеющих сертификатов или документов, подтверждающих соответствие РёС… требованиям стандартов Рё технических условий, Р° также РїСЂРё отсутствии товарного знака РЅР° поверхности трубы. 4.1.82 РўСЂСѓР±С‹ Рё фасонные изделия для пополнения аварийного запаса должны подвергаться РІС…РѕРґРЅРѕРјСѓ контролю СЃ использованием методов неразрушающего контроля. 4.1.83 РўСЂСѓР±С‹ аварийного запаса должны быть пронумерованы несмываемой краской (высота шрифта 10 СЃРј) РЅР° внутренней полости трубы Рё РЅР° торцовых заглушках. Р СЏРґРѕРј СЃ местом складирования должен устанавливаться щит-указатель, РЅР° котором указываются номера труб, диаметр, длина, толщина стенки трубы Рё марка стали согласно сертификату. РўСЂСѓР±С‹ аварийного запаса Рё фасонные изделия должны храниться РЅР° стеллажах Рё должны быть защищены РѕС‚ попадания атмосферных осадков Рё РїСЂСЏРјРѕРіРѕ воздействия солнечных лучей, надежно закреплены, заизолированы (запраймированы), арматура аварийного запаса - законсервирована. Допускается хранение труб без торцевых заглушек РїСЂРё условии внутреннего Рё внешнего праймирования. 4.1.84 РўСЂСѓР±С‹ аварийного запаса, применяемые для замены поврежденного участка РњРќ, должны быть подвергнуты контролю неразрушающими методами Рё предварительно испытаны РЅР° давление СЃ учетом категории данного участка согласно РЎРќРёРџ III-42. Техническая документация 4.1.85 Службы, эксплуатирующие линейную часть РњРќ должны иметь следующую техническую документацию: - РєРѕРїРёРё актов отвода земельных участков РїРѕРґ трассу нефтепровода, РїРѕРґ РґРѕРјР° линейных обходчиков Рё РґСЂСѓРіРёРµ сооружения; - планы, профили трассы обслуживания; - планы ликвидации возможных аварий; - планы тушения пожаров; - схемы обслуживаемого участка РњРќ СЃ ситуационным планом местности (переходы через реки Рё овраги, вдольтрассовые РґРѕСЂРѕРіРё Рё надземные коммуникации, автомобильные Рё железные РґРѕСЂРѕРіРё, места хранения аварийного запаса труб, места расположения объектов Рё средств электрохимической защиты, коммуникации технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР°, близрасположенные населенные пункты); - технические паспорта РЅР° РњРќ, подводные Рё воздушные переходы; - паспорта РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ оборудования Рё СЃРѕСЃСѓРґРѕРІ, работающих РїРѕРґ давлением; - заводские паспорта Рё инструкции РЅР° специальную Рё аварийную технику; - материалы топографической съемки трассы нефтепровода; - графики РџРџР ; - должностные Рё производственные инструкции для обслуживающего персонала; - РґРѕРіРѕРІРѕСЂ (или инструкцию) РЅР° обслуживание объектов технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР°; - нормативную документацию РЅР° эксплуатацию РњРќ РїРѕ перечню, утвержденному руководством РћРђРћ РњРќ. 4.2 Нефтеперекачивающие станции4.2.1 Нефтеперекачивающие станции (РќРџРЎ) являются структурными подразделениями филиалов РћРђРћ РњРќ Рё представляют комплекс сооружений, установок Рё оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти РїРѕ РѕРґРЅРѕРјСѓ магистральному нефтепроводу. 4.2.2 РќРџРЎ подразделяются РЅР° головные Рё промежуточные. Головная РќРџРЎ - начальная РЅР° магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция СЃ резервуарным парком, осуществляющая операции РїРѕ приему нефти СЃ нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки РїРѕ магистральному нефтепроводу. Промежуточная РќРџРЎ - нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости РІ магистральном нефтепроводе. Промежуточная РќРџРЎ может иметь резервуарный парк. 4.2.3 Р’ состав РќРџРЎ РІС…РѕРґСЏС‚: насосные СЃ магистральными Рё подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, СЃРІСЏР·Рё; технологические трубопроводы; печи подогрева нефти; узлы учета; производственно-бытовые здания, сооружения Рё РґСЂСѓРіРёРµ объекты. 4.2.4 Руководство РћРђРћ РњРќ (или его филиала) определяет структуру Рё штаты РќРџРЎ, назначает ответственных Р·Р° техническую эксплуатацию оборудования, организует составление Рё утверждает должностные Рё производственные инструкции оперативного Рё эксплуатационно-ремонтного персонала. 4.2.5 Ответственность персонала РќРџРЎ Р·Р° соблюдение требований нормативно-технических документов определяется должностными Рё производственными инструкциями, которые пересматриваются РѕРґРёРЅ раз РІ три РіРѕРґР°. 4.2.6 Ответственность Р·Р° правильную Рё безопасную эксплуатацию оборудования Рё сооружений РќРџРЎ несут начальник РќРџРЎ, специалисты соответствующих служб РќРџРЎ Рё филиалов РћРђРћ РњРќ. Начальник РќРџРЎ также несет ответственность Р·Р° рациональное комплектование оперативного Рё эксплуатационно-ремонтного персонала Рё оснащение служб Рё персонала современными средствами ремонта Рё контроля технического состояния. 4.2.7 РџРѕСЂСЏРґРѕРє приемки Рё сдачи смены оперативным (дежурным) персоналом должен определяться должностными Рё производственными инструкциями. 4.2.8 Рксплуатация оборудования РќРџРЎ должна осуществляться оперативным (дежурным) Рё эксплуатационно-ремонтным персоналом РІ соответствии СЃ технологическим регламентом Рё инструкциями РїРѕ эксплуатации оборудования, разработанными СЃ учетом требований заводов-изготовителей. 4.2.9 Рнструкции РїРѕ эксплуатации должны определять общие правила организации эксплуатации оборудования Рё систем, РІ том числе РїРѕСЂСЏРґРѕРє РїСѓСЃРєР° Рё остановки оборудования, действия персонала РІ процессе эксплуатации, РІ аварийных, пожароопасных ситуациях, РїСЂРё пожарах. 4.2.10 Техническое обслуживание Рё ремонт оборудования РќРџРЎ должны осуществляться: РїРѕ фактическому техническому состоянию или РІ зависимости РѕС‚ времени наработки оборудования, Р° также согласно требованиям эксплуатационных документов заводов-изготовителей оборудования. Р’РёРґ системы ремонта определяется руководством РћРђРћ РњРќ РІ зависимости РѕС‚ наличия подготовленного персонала Рё средств диагностического контроля оборудования. 4.2.11 Р’ системе технического обслуживания Рё ремонта РїРѕ фактическому состоянию должны проводиться: - техническое обслуживание; - диагностические контроли (оперативный, плановый, неплановый); - ремонт РїРѕ фактическому состоянию РІ объеме текущего, среднего Рё капитального ремонта; - регламентные остановки. 4.2.12 Распределение функций оперативного Рё эксплуатационно-ремонтного персонала РќРџРЎ должно проводиться РІ соответствии СЃ принятой организационной структурой РІ РћРђРћ РњРќ. 4.2.13 Оперативный (дежурный) персонал должен осуществлять технические осмотры оборудования РќРџРЎ, постоянно контролировать Рё каждые РґРІР° часа регистрировать значения параметров, осуществлять аварийный вывод оборудования РёР· эксплуатации, производить оперативные переключения согласно утвержденным технологическим картам Рё указаниям диспетчера. 4.2.14 Рксплуатационно-ремонтный персонал должен проводить техническое обслуживание Рё доступные РІРёРґС‹ диагностирования технического состояния оборудования, восстановительные работы РІ случаях его отказа, подготовку оборудования Рє ремонту, проведение ремонта. 4.2.15 Лица, ответственные Р·Р° техническую эксплуатацию оборудования Рё сооружений РќРџРЎ, обязаны обеспечить: - организацию эксплуатации оборудования РІ соответствии СЃ инструкциями РїРѕ эксплуатации, разработанными РЅР° основании рекомендаций заводов-изготовителей Рё требований нормативной документации; - соблюдение технологического режима работы оборудования Рё систем РќРџРЎ; - внедрение современной техники Рё прогрессивной технологии эксплуатации Рё ремонта оборудования; - проведение диагностического контроля Рё оценку работоспособности оборудования; - наличие Рё исправность противопожарных средств Рё систем; - своевременное расследование отказов РІ работе оборудования; - оперативное устранение причин Рё последствий аварий Рё отказов. 4.2.16 Работоспособность оборудования, временно выведенной РёР· эксплуатации РќРџРЎ без проведения работ РїРѕ консервации, обеспечивается выполнением периодического технического обслуживания Рё ремонтов (РїСЂРё необходимости) согласно регламенту, утвержденному руководством филиала РћРђРћ РњРќ. Территория 4.2.17 Нефтеперекачивающие станции размещаются РЅР° ограждаемой площадке, удаленной РѕС‚ населенных пунктов Рё промышленных предприятий РІ соответствии СЃРѕ РЎРќРёРџ 2.05.06. РќР° РѕРґРЅРѕР№ площадке РјРѕРіСѓС‚ находиться несколько РќРџРЎ, разных магистральных нефтепроводов, РІ этом случае РёС… управление сосредотачивается РІ местном диспетчерском пункте (МДП). Нефтеперекачивающие станции соединяются подъездными автодорогами СЃ общей сетью автомобильных РґРѕСЂРѕРі. Подъездные РґРѕСЂРѕРіРё должны иметь твердое покрытие Рё ширину РЅРµ менее 4,5 Рј для тупиковых РґРѕСЂРѕРі Рё РЅРµ менее 6 Рј для РґРѕСЂРѕРі общего пользования. Автодороги РЅР° территории РќРџРЎ должны иметь твердое покрытие, быть выше СѓСЂРѕРІРЅСЏ сточных РІРѕРґ Рё РЅРµ затапливаться. Устройство Рё ширина РґРѕСЂРѕРі РЅР° территории РќРџРЎ, Р° также количество въездов РЅР° территорию РќРџРЎ должны соответствовать требованиям РЎРќРёРџ II-89. 4.2.18 Территория РќРџРЎ должна иметь планировку, исключающую попадание РЅР° пожароопасные объекты (котельные, электроподстанции Рё РґСЂ.) паводковых РІРѕРґ, Р° также нефти РёР· технологических трубопроводов РїСЂРё возможных авариях. 4.2.19 Техническое Рё санитарно-гигиеническое состояние РќРџРЎ должно соответствовать требованиям нормативных документов. 4.2.20 Подземные технологические трубопроводы, РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґС‹, сети канализации, кабельные Рё РґСЂСѓРіРёРµ коммуникации, сооружения Рё колодцы должны быть обозначены указателями. Планы (схемы) размещения коммуникаций должны находиться Сѓ оперативного персонала РќРџРЎ Рё РІ соответствующих службах. 4.2.21 Освещенность территории РќРџРЎ должна соответствовать установленным нормам. 4.2.22 РќР° территории РќРџРЎ должны быть установлены знаки безопасности Рё знаки, регламентирующие движение транспортных средств. 4.2.23 РќРµ допускается установка временных сооружений Рё хранение оборудования Рё строительных материалов РІРЅРµ складских площадок Рё помещений. 4.2.24 Площадки строительства должны быть отделены РѕС‚ эксплуатируемых объектов ограждением. 4.2.25 Производство работ повышенной опасности РЅР° территории РќРџРЎ выполняется РїРѕ наряду-РґРѕРїСѓСЃРєСѓ СЃ осуществлением мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ. Здания Рё сооружения 4.2.27 Работа объектов, перечисленных РІ 4.2.26, должна осуществляться РІ соответствии СЃ действующими нормативными документами, регламентами, инструкциями РїРѕ обеспечению РёС… безопасной эксплуатации. 4.2.28 Производственные здания Рё сооружения должны находиться РїРѕРґ наблюдением специалистов, ответственных Р·Р° эксплуатацию Рё сохранность этих объектов. 4.2.29 Р’СЃРµ производственные здания Рё сооружения должны подвергаться периодическим техническим осмотрам РІ соответствии СЃ нормативной документацией, которые проводятся РґРІР° раза РІ РіРѕРґ - весной Рё осенью. Весенний технический осмотр должен проводиться после таяния снега для определения объемов работ текущего или капитального ремонта, осенний - для проверки готовности зданий Рё сооружений Рє эксплуатации РІ Р·РёРјРЅРёР№ период. 4.2.30 Технический осмотр основных конструкций зданий СЃ тяжелым крановым оборудованием (насосные Рё электрозалы) должен проводиться РѕРґРёРЅ раз РІ месяц. 4.2.31 Внеочередные осмотры зданий Рё сооружений должны проводиться после стихийных бедствий (пожаров, ураганных ветров, больших ливней Рё снегопадов, землетрясений). 4.2.32 Осмотры производственных зданий Рё сооружений, возведенных РЅР° подработанных подземными горными выработками территориях, РЅР° просадочных грунтах, РІ районах вечной мерзлоты, Р° также эксплуатируемых РІ условиях СЃ постоянной внешней вибрацией (например, вблизи железнодорожного полотна) проводятся РѕРґРёРЅ раз РІ месяц. 4.2.33 Результаты всех РІРёРґРѕРІ осмотров должны оформляться актами, РІ которых отмечаются обнаруженные дефекты, Р° также необходимые меры для РёС… устранения СЃ указанием СЃСЂРѕРєРѕРІ выполнения работ. 4.2.34 Для учета работ РїРѕ обслуживанию Рё текущему ремонту зданий Рё сооружений РЅР° РќРџРЎ должен вестись журнал, РІ который вносятся записи Рѕ выполненных работах СЃ указанием РІРёРґР° Рё места проведения работ. 4.2.35 РџСЂРё наличии явления пучения грунтов РЅР° РќРџРЎ должна проводиться ежегодная проверка высотных отметок оборудования Рё инженерных сооружений. РџСЂРё изменении высотных отметок РЅР° величину больше допустимой должны приниматься меры Рє уменьшению или компенсации влияния пучения грунта РЅР° напряженно-деформированное состояние патрубков насосов, элементов трубопроводов, фундаментов Рё С‚.Рї. 4.2.36 Р’ течение первого РіРѕРґР° эксплуатации РЅР° РќРџРЎ должно проводиться ежемесячное наблюдение Р·Р° осадкой фундаментов оборудования, зданий Рё сооружений. Р’ дальнейшем осадка фундаментов проверяется РѕРґРёРЅ раз РІ пять лет. 4.2.37 Осадка фундаментов насосных агрегатов должна проверяться ежемесячно РІ течение первого РіРѕРґР° эксплуатации, далее через каждые 6 месяцев РґРѕ прекращения осадки, РІ дальнейшем - через каждые 6 месяцев РґРѕ прекращения осадки. Если РІ течение РіРѕРґР° выявлена осадка фундамента насосного агрегата, то последующая периодичность наблюдения Р·Р° осадкой фундамента должна устанавливаться каждые три месяца. Р’ случае выявления осадки фундамента должны быть проведены работы РїРѕ определению Рё оценке дополнительных усилий РЅР° патрубки насосов Рё арматуры Рё, РІ случае превышения РёС… допустимых значений, выполняются мероприятия РїРѕ РёС… снижению (вырезка небольших участков трубопроводов Рё установка переходных катушек, применение компенсаторов, подливка фундамента Рё РїСЂ.). 4.2.38 Фундаменты оборудования должны быть защищены РѕС‚ воздействия РЅР° РЅРёС… нефти, масла, топлива Рё РґСЂСѓРіРёС… жидкостей. 4.2.39 Нефтепроводы Рё РґСЂСѓРіРёРµ коммуникации, проходящие через стены производственных зданий, должны иметь уплотнения, выполненные РІ соответствии СЃ проектом. 4.2.40 Р’ стенах зданий Рё сооружений РЅРµ должны допускаться РЅРµ предусмотренные проектом РїСЂРѕР±РёРІРєР° отверстий, проемов, установка, подвеска Рё крепление технологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов. 4.2.41 Разделительная стена насосной должна проверяться РЅР° герметичность методом задымления РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ РіРѕРґ РІ соответствии СЃ инструкцией, утвержденной руководством РћРђРћ РњРќ. 4.2.42 Металлические конструкции зданий Рё сооружений должны быть защищены РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё. 4.2.43 Дополнительные нагрузки РЅР° здания Рё сооружения РјРѕРіСѓС‚ быть допущены только после поверочного расчета строительных конструкций Рё внесения изменений РІ документацию. 4.2.44 Проектно-исполнительная документация РїРѕ сданным РІ эксплуатацию зданиям Рё сооружениям должна храниться РІ техническом архиве филиала РћРђРћ РњРќ Рё РќРџРЎ. Насосная. Магистральные Рё подпорные насосы 4.2.45 Насосная - сооружение нефтеперекачивающей станции, РІ котором устанавливается РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРµ (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) Рё вспомогательное (системы смазки, охлаждения, подачи топлива, контроля Рё защит) оборудование. РџРѕ исполнению насосные РјРѕРіСѓС‚ быть: - РЅР° открытой площадке; - РІ капитальном помещении; - РІ блочном Рё блочно-модульном исполнении. Насосные РІ капитальном помещении, РІ блочном Рё блочно-модульном исполнении оборудуются также системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции Рё канализации. 4.2.46 РћСЃРЅРѕРІРЅРѕРµ оборудование Рё вспомогательные системы РќРџРЎ должны эксплуатироваться РІ соответствии СЃ требованиями технологического регламента, производственных инструкций, инструкций РїРѕ эксплуатации оборудования Рё систем, разработанных СЃ учётом требований нормативных документов. 4.2.47 Узлы, детали, приспособления Рё элементы оборудования, которые РјРѕРіСѓС‚ служить источником опасности для работающих, Р° также поверхности оградительных Рё защитных устройств должны быть окрашены РІ красный, желтый, СЃРёРЅРёР№ Рё зеленый сигнальные цвета, которые имеют следующее смысловое значение: красный - запрещение, непосредственная опасность, обозначение пожарной техники; желтый - предупреждение, возможная опасность; СЃРёРЅРёР№ - предписание, знаки пожарной безопасности, информация; зеленый - безопасность, знак "Выходить здесь". 4.2.48 Насосные агрегаты Рё вспомогательное оборудование, установленные РЅР° РќРџРЎ, должны иметь нумерацию РІ соответствии СЃ технологической схемой. 4.2.49 Помещение насосной должно содержаться РІ чистоте. 4.2.50 Р’ здании насосной запрещается складирование Рё хранение материалов, оборудования. 4.2.51 РќР° грузоподъёмных механизмах должны быть обозначены регистрационные номера, дата следующего технического освидетельствования Рё грузоподъёмность. 4.2.52 Рксплуатация оборудования, контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ должна осуществляться РІ соответствии СЃ инструкциями РїРѕ эксплуатации. 4.2.53 Монтаж, наладка Рё РїСѓСЃРє РІ эксплуатацию насосных агрегатов должны проводиться согласно проекту, инструкциям заводов-изготовителей, отраслевым нормативным документам. РџСЂРё монтаже насосного агрегата должны обеспечиваться: - подъем прямолинейного участка трубопровода перед входным патрубком насоса СЃ уклоном РЅРµ менее 0,005; - конфузорность между трубопроводом РЅР° РІС…РѕРґРµ РІ насос Рё входным патрубком насоса РЅРµ более 12В°; - диффузорность между выходным (напорным) патрубком насоса Рё трубопроводом РЅР° выходе РёР· насоса РЅРµ более 10В°. 4.2.54 Коллектор технологических трубопроводов Рё вспомогательные трубопроводы после монтажа должны подвергаться гидравлическим испытаниям согласно действующим нормам Рё правилам. 4.2.55 Запрещается запускать агрегат: - РїСЂРё незаполненном жидкостью насосе; - без включения приточно-вытяжной вентиляции; - без включенной маслосистемы; - РїСЂРё попадании нефти РІ маслосистему; - РїСЂРё наличии РґСЂСѓРіРёС… технологических нарушений, причины которых РЅРµ выяснены. Запрещается эксплуатировать насосный агрегат РїСЂРё нарушении герметичности соединений. Запрещается эксплуатировать насосный агрегат СЃ неисправным обратным клапаном. 4.2.56 Аварийная остановка насосного агрегата должна быть осуществлена оперативным персоналом РїСЂРё: - СѓРіСЂРѕР·Рµ затопления или нарушении герметичности оборудования, технологических трубопроводов; - загорании, появлении дыма или искрения вращающихся деталей; - попадании нефти РІ маслосистему; - СѓРіСЂРѕР·Рµ несчастного случая. РџСЂРё исчезновении РІ операторной информации Рѕ состоянии работающих насосных агрегатов, отсутствие которой может привести Рє возникновению аварийной ситуации, дежурный дублирует РёС… остановку РєРЅРѕРїРєРѕР№ "Стоп". 4.2.57 Магистральные Рё подпорные насосные агрегаты РјРѕРіСѓС‚ находиться РІ РѕРґРЅРѕРј РёР· следующих состояний: - РІ работе; - РІ "горячем" резерве (агрегат исправен, готов Рє запуску немедленно); - РІ "холодном" резерве (агрегат исправен, РїСЂРё необходимости его РїСѓСЃРєР° или перевода РІ "горячий" резерв требуется проведение подготовительных операций); - РІ ремонте. 4.2.58 Р’ зависимости РѕС‚ пусковых характеристик электродвигателя, схемы энергоснабжения Рё системы разгрузки уплотнений РјРѕРіСѓС‚ применяться различные программы РїСѓСЃРєР° насосного агрегата, отличающиеся положением задвижки РЅР° выходе насоса РІ момент РїСѓСЃРєР° электродвигателя: - РЅР° открытую задвижку; - РЅР° закрытую задвижку; - РЅР° открывающуюся задвижку. Программа РїСѓСЃРєР° "РЅР° открытую задвижку" является предпочтительной. Её применение возможно если пусковые характеристики электродвигателя Рё схема электроснабжения рассчитаны РЅР° соответствующие пусковые режимы. Программа РїСѓСЃРєР° "РЅР° закрытую задвижку" должна применяться, если установленное электрооборудование РЅРµ может обеспечить РїСѓСЃРє РЅР° открытую задвижку. Программа РїСѓСЃРєР° "РЅР° открывающуюся задвижку" должна применяться, РєРѕРіРґР° РЅРµ приемлема программа "РЅР° открытую задвижку" Рё РєРѕРіРґР° установленные Сѓ насоса задвижки имеют РїСЂРёРІРѕРґ небольшой мощности Рё поэтому РЅРµ РјРѕРіСѓС‚ быть открыты РїСЂРё перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом РїСЂРё закрытой задвижке. Предпочтительным является автоматический РІРІРѕРґ резервного магистрального насосного агрегата РЅР° полностью открытые задвижки. Автоматический РІРІРѕРґ резервного РїРѕРґРїРѕСЂРЅРѕРіРѕ насосного агрегата осуществляется без выдержки времени Рё РЅР° полностью открытые задвижки. 4.2.59 Очередность РїСѓСЃРєР° насосных агрегатов определяется технологическим регламентом. 4.2.60 Оценку снижения значений РљРџР” Рё напора насосного агрегата относительно базовых РІ процессе эксплуатации РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ РІ соответствии СЃ нормативной документацией РїРѕ графику, утвержденному главным инженером филиала РћРђРћ РњРќ. Насосные агрегаты необходимо выводить РІ ремонт РїСЂРё снижении напора насоса РѕС‚ базовых значений РЅР° 5-6 % Рё более для насосов горизонтального исполнения Рё РЅР° 7 % - для вертикальных подпорных насосов. Решение Рѕ дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его РІ ремонт принимается СЃ учетом результатов диагностирования. Базовые значения - рабочие параметры насосного агрегата, определяемые после монтажа Рё РїСѓСЃРєР° РІ эксплуатацию РЅРѕРІРѕРіРѕ насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта. РџСЂРё отклонении напора насоса РѕС‚ паспортных значений РІ сторону уменьшения РЅР° 4 % Рё более, Р° РљРџР” насоса более 3 % РІ зависимости РѕС‚ типоразмера должно быть проведено техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса РЅР° предмет обнаружения искажения отливки РєРѕСЂРїСѓСЃР° Рё рабочего колеса, некачественного выполнения литья Рё механической обработки. 4.2.61 Определение Рё оценка допускаемого кавитационного запаса насоса обязательны РїСЂРё: - использовании рабочих колес РІ исполнении, РЅРµ предусмотренном технической документацией или РёС… обточке более чем РЅР° 20 %; - установке РІ насос РЅР° РІС…РѕРґРµ РІ рабочее колесо предвключенных шнеков; - снижении напора насоса более чем РЅР° 10 %; - модернизации насоса, приведшей Рє изменению площади проточной части насоса РЅР° РІС…РѕРґРµ РІ рабочее колесо или конструкций щелевых уплотнений; - перекачке нефти СЃ вязкостью, РЅРµ обеспечивающей автомодельный режим течения; - РїСѓСЃРєРµ РІ эксплуатацию РЅРѕРІРѕРіРѕ насоса или после проведения капитального ремонта; - изменении частоты вращения ротора насоса. 4.2.62 Основным критерием удовлетворительной работы торцовых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј, которая должна быть РЅРµ более 0,3×10-3 Рј3/С‡ (0,3 Р»/С‡). 4.2.63 Для обеспечения оптимальных режимов работы РњРќ насосные агрегаты РќРџРЎ должны быть укомплектованы сменными роторами или специальными рабочими колесами, прошедшими промышленные испытания Рё имеющими РґРѕРїСѓСЃРє РЅР° применение. Для оптимизации режимов перекачки допускается обточка основных Рё сменных рабочих колес РЅРµ более чем РЅР° 20 %. Величина обточки РґРѕ 20 % определяется расчетом, РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· заданных режимов работы нефтепровода. Если расчетная величина обточки превышает 20 %, то применение такого колеса должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием РІ сравнении СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё вариантами обеспечения заданных технологических режимов перекачки. 4.2.64 Программа РїСѓСЃРєР° насосного агрегата РЅР° открытую или открывающуюся задвижку РЅР° нагнетание насоса должна корректироваться РїСЂРё смене типоразмера рабочего колеса насоса. 4.2.65 Рлектродвигатели насосных агрегатов, временно выведенных РёР· эксплуатации, должны быть РІ работоспособном состоянии Рё опробоваться РїРѕ утвержденному главным инженером филиала РћРђРћ РњРќ графику. 4.2.66 Техническое обслуживание электродвигателей производится согласно требованиям раздела 7 настоящих Правил. Системы смазки Рё охлаждения насосных агрегатов 4.2.67 Технологическая карта системы смазки, марка Рё качество применяемых масел должны соответствовать требованиям инструкций заводов-изготовителей маслоустановок. 4.2.68 Р’ процессе эксплуатации насосных агрегатов должны периодически отбираться РїСЂРѕР±С‹ масла Рё производиться химический анализ. Периодичность проведения анализов должна быть установлена РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ квартал. 4.2.69 Независимо РѕС‚ СЃСЂРѕРєРѕРІ, указанных РІ инструкции завода-изготовителя маслоустановки, масло должно быть заменено свежим РїСЂРё выявлении РѕРґРЅРѕРіРѕ РёР· признаков: - обнаружении РІ нем нефти; - содержании РІРѕРґС‹ свыше 0,25 %; - содержании механических примесей свыше 1,5 %; - кислотности выше 1,5 РјРі РљРћРќ РЅР° 1 Рі масла; - температуре вспышки РїРѕ Бренкеру ниже 150 °С. 4.2.70 Рлементы системы смазки должны подвергаться периодической очистке РІ соответствии СЃ требованиями инструкций заводов-изготовителей. 4.2.71 Р’ маслоблоке должна быть вывешена утвержденная схема маслоснабжения насосной СЃ указанием диаметров маслопроводов, арматуры, регулировочных шайб, РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ контроля Рё измерения параметров, допустимых рабочих давлений Рё температуры масла. Уровень РІ баках Рё давление масла должны быть РІ установленных пределах. Уровень контролируется автоматически СЃ соответствующей сигнализацией. Температурный режим РІ системе охлаждения масла должен обеспечивать температуру масла РЅР° РІС…РѕРґРµ РІ подшипники РІ пределах 35¸55 °С. Остановка маслонасоса должна производиться через 5 РјРёРЅСѓС‚ после отключения электродвигателей находившихся РІ работе насосных агрегатов. 4.2.72 Давление, температура Рё качество охлаждающей среды, СЃСЂРѕРєРё Рё СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ очистки полостей охлаждения Рё теплообменных аппаратов системы охлаждения должны соответствовать требованиям заводов-изготовителей. 4.2.73 Схема системы охлаждения электродвигателя СЃ указанием допустимых величин давления Рё температуры охлаждающей среды должна быть вывешена РІ электрозале. Технологические трубопроводы 4.2.74 Р’ состав системы технологических трубопроводов РІС…РѕРґСЏС‚ внутриплощадочные нефтепроводы, запорная, регулирующая Рё предохранительная арматура, фильтры-грязеуловители, система сглаживания волн давления Рё РґСЂСѓРіРёРµ устройства. 4.2.75 Границы технологических трубопроводов определяются входными Рё выходными задвижками РќРџРЎ. 4.2.76 Р’ технологических схемах внутриплощадочных нефтепроводов должно быть указано расположение арматуры, оборудования, РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё устройств СЃ соответствующим обозначением Рё нумерацией. 4.2.77 Технологические трубопроводы РІ части РЅРѕСЂРј расчета РЅР° прочность Рё устойчивость, РЅРѕСЂРј испытания Рё контроля сварных соединений СЃ учетом рабочих параметров среды (температуры Рё давления), Р° также периодичности ревизий Рё испытаний относятся Рє 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 РЅР° основании результатов испытаний, обследований, расчетов РЅР° прочность Рё подтверждена "Формуляром Подтверждения", РІ соответствии СЃ Р Р” 08-183-98. "Формуляр Подтверждения" оформляется РїСЂРё эксплуатации: - действующих объектов, РЅР° которых проектная, исполнительная или эксплуатационная документация полностью или частично утрачена; - объектов, вводимых РІ эксплуатацию РїРѕ завершению строительства или реконструкции, РїСЂРё этом формуляр оформляется РґРѕ РїСѓСЃРєР° объекта РІ эксплуатацию; действующих объектов, РЅР° которых проведены аварийно-восстановительные или ремонтные работы, потребовавшие для РёС… проведения снижения рабочего давления более чем РЅР° 20 %, РїСЂРё этом формуляр оформляется РЅРµ позднее РѕРґРЅРѕР№ недели после окончания работ; - действующих объектов, РЅР° которых проведено изменение величины разрешенного рабочего давления, РїСЂРё этом формуляр подготавливается РІ месячный СЃСЂРѕРє после даты снижения величины разрешенного рабочего давления РЅР° объекте, или РґРѕ повышения величины разрешенного рабочего давления РЅР° объекте. 4.2.80 РЎСЂРѕРєРё проведения обследования технологических трубопроводов, СЃ целью определения РёС… технического состояния, устанавливаются РІ зависимости РѕС‚ скорости РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕ-СЌСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРіРѕ РёР·РЅРѕСЃР° трубопровода, условий эксплуатации, результатов предыдущих обследований, ревизий Рё диагностики РІ соответствии СЃ нормативными документами. 4.2.81 Обязательному обследованию должны подвергаться: - технологические трубопроводы, отработавшие назначенный СЃСЂРѕРє службы или через 30 лет после РІРІРѕРґР° РІ эксплуатацию РќРџРЎ (далее через каждые 5 лет); - технологические трубопроводы, техническое состояние которых РЅРµ обеспечивает требуемых показателей надежности; - технологические трубопроводы или РёС… участки, РіРґРµ имело место превышение допустимого значения рабочего давления. Объем Рё методы обследования определяются программой Рё методикой, утвержденной руководством предприятия. Программа Рё методика обследования согласовываются СЃ органами Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё. 4.2.82 РџСЂРё увеличении перепада давления РЅР° фильтре-грязеуловителе РґРѕ величины более 0,05 РњРџР° (0,5 РєРіСЃ/СЃРј2) или уменьшении перепада давления РґРѕ величины менее 0,03 РњРџР° (0,3 РєРіСЃ/СЃРј2), которые свидетельствуют Рѕ засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводиться переключение РЅР° резервный фильтр Рё выполнено вскрытие Рё ревизия остановленного фильтра. 4.2.83 Для поддержания заданных величин давления (минимального РЅР° РІС…РѕРґРµ Рё максимального РЅР° выходе магистральной насосной) должно предусматриваться регулирование давления. Узел регулирования должен состоять РЅРµ менее, чем РёР· РґРІСѓС… регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока Рё предусматривать прямые участки РґРѕ Рё после регулирующих устройств длиной РЅРµ менее 5 диаметров. 4.2.84 Оперативный Рё плановый диагностические контроли арматуры должны, РїРѕ возможности, совмещаться СЃ аналогичными работами РЅР° РќРџРЎ. 4.2.85 Техническое состояние арматуры РЅР° технологических трубопроводах РќРџРЎ, временно выведенной РёР· эксплуатации, должно проверяться РЅРµ менее РґРІСѓС… раз РІ РіРѕРґ (весной Рё осенью). 4.2.86 Запрещается использовать запорную арматуру РІ качестве регулирующей, РєСЂРѕРјРµ непродолжительного времени РїСЂРё проведении испытаний Рё специальных работ. 4.2.87 Ремонт арматуры без демонтажа должен выполняться РїРѕ утвержденным технологическим картам. Для выполнения капитального ремонта РЅР° предприятии должен быть резерв запорной арматуры: - для РќРџРЎ - арматуры диаметром РґРѕ 350 РјРј РїРѕ РѕРґРЅРѕР№ штуке каждого типоразмера; - для ЛПДС - арматуры диаметром 400-1200 РјРј РїРѕ РѕРґРЅРѕР№ штуке каждого типоразмера; - для филиала РїРѕ 1 шт. каждого типоразмера. 4.2.88 Для оборудования Рё трубопроводов, расположенных РІРѕ взрывопожароопасных помещениях Рё зонах, должны быть предусмотрены меры РїРѕ снижению вибрации. Вентиляция производственных помещений 4.2.89 Вентиляция РїРѕ своему действию подразделяется РЅР° естественную (аэрацию) Рё принудительную (механическую). Принудительная вентиляция РїРѕ СЃРїРѕСЃРѕР±Сѓ организации воздухообмена может быть общей Рё местной, Р° РїРѕ характеру работы - приточной (РїРѕРґРїРѕСЂРЅРѕР№), приточно-вытяжной Рё вытяжной. 4.2.90 Системы вентиляции производственных помещений должны обеспечивать состояние воздушной среды, соответствующее требованиям санитарных РЅРѕСЂРј Рё взрывопожарной безопасности. 4.2.91 Работа технологического оборудования РІРѕ взрывопожароопасных помещениях РїСЂРё неисправной вентиляции запрещается. 4.2.92 Рлектрооборудование приточных систем вентиляции, размещенное РІ изолированных камерах, может быть нормального исполнения РїСЂРё наличии самозакрывающихся обратных клапанов, РЅРµ допускающих проникновения взрывоопасных смесей РІ камеру приточных вентиляторов РїСЂРё прекращении подачи РІРѕР·РґСѓС…Р°. 4.2.93 Устройства естественной вентиляции должны проверяться РЅР° соответствие РёС… конструкций Рё основных размеров проекту. 4.2.94 Проверка эффективности работы вентиляционных систем должна проводиться РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ Рё РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ РіРѕРґ. Результаты проверки оформляются актом. 4.2.95 Автоматизация систем приточно-вытяжной вентиляции, расположенной РІРѕ взрывоопасных зонах классов Р’-1, Р’-1Р° Рё Р’-1Р± Рё РІ помещениях категорий Рђ, Р‘ Рё Р’ согласно РЎРќРёРџ 2.04.05, должна обеспечивать: - автоматическое включение систем резервных (аварийных) вентиляторов РѕС‚ датчиков газоанализаторов, срабатывающих РїСЂРё содержании горючих газов Рё паров РІ РІРѕР·РґСѓС…Рµ помещений, достигающем 10 % РќРљРџР Рџ; - ручное Рё дистанционное включение аварийной сигнализации через пусковые устройства, расположенные снаружи Сѓ РІС…РѕРґР° РІ помещение; - автоматическое включение резервных вентиляторов РїСЂРё отключении работающих; - автоматическое отключение вентиляции РїСЂРё пожаре РІ помещении; - автоматическое включение световой Рё Р·РІСѓРєРѕРІРѕР№ сигнализации, извещающей Рѕ неисправности вентиляторов Рё повышенной концентрации горючих паров Рё газов РІ РІРѕР·РґСѓС…Рµ помещений. 4.2.96 Р’ смежных СЃРѕ взрывоопасными помещениях насосной должно поддерживаться избыточное давление 5 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚. Р’ насосной СЃ разделительной стеной должен постоянно поддерживаться перепад давления между воздушной камерой уплотнения промежуточного вала Рё помещением насосного зала РЅРµ менее 20 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚. 4.2.97 Р’ помещениях РќРџРЎ (магистральных, подпорных, наливных Рё прочих технологических насосных) РїСЂРё объеме помещений более 300 Рј3 вытяжная вентиляция должна быть естественная РёР· верхней Р·РѕРЅС‹ РІ объеме 20 % удаляемого РІРѕР·РґСѓС…Р° Рё механическая - РёР· нижней Р·РѕРЅС‹ РІ объеме 80 % удаляемого РІРѕР·РґСѓС…Р°. Приточная вентиляция РІ холодный период РіРѕРґР° - механическая, РІ теплый период - естественная. Р’ помещениях объемом РґРѕ 300 Рј3 вытяжная вентиляция должна быть естественная РёР· верхней Р·РѕРЅС‹ РІ объеме 20 % удаляемого РІРѕР·РґСѓС…Р° Рё механическая РёР· нижней Р·РѕРЅС‹ РІ объеме 80 % удаляемого РІРѕР·РґСѓС…Р° (периодического действия). Приточная вентиляция РІ холодный период РіРѕРґР° - естественная СЃ подогревом, РІ теплый период - естественная. Приточная вентиляция находящихся РІ эксплуатации РќРџРЎ должна работать постоянно. Р’ камерах СЃ задвижками Рё РґСЂСѓРіРёРј технологическим оборудованием (колодцы технологических трубопроводов СЃ надземными надстройками), канализационных насосных, нефтезамерных пунктах, пунктах Рё помещениях регулирования давления Рё расходов нефти вытяжная вентиляция должна быть естественная РёР· верхней Р·РѕРЅС‹ РІ объеме 1/3 Рё механическая (периодического действия) РёР· нижней Р·РѕРЅС‹ РІ объеме 2/3 удаляемого РІРѕР·РґСѓС…Р°. Приточная вентиляция - естественная. Механическая вентиляция РёР· нижней Р·РѕРЅС‹ должна быть рассчитана РЅР° кратность восемь обменов РІ час. 4.2.98 Для РїСЂРёСЏРјРєРѕРІ глубиной 0,5 Рј Рё более, расположенных РІ помещениях категорий Рђ Рё Р‘ или РІ помещениях СЃ выделением взрывоопасных газов или паров удельным весом более 0,8 РїРѕ отношению Рє РІРѕР·РґСѓС…Сѓ, механическая приточно-вытяжная или вытяжная вентиляция должна обеспечивать объем воздухообмена равный 20 объемов РїСЂРёСЏРјРєРѕРІ РІ час. 4.2.99 Кратность воздухообмена РІ помещениях объектов магистральных нефтепроводов, РІ которых имеет место выделение паров нефти, РІ зависимости РѕС‚ сорта перекачиваемой нефти согласно Р’РќРўРџ 3-85, должна быть РЅРµ менее: - сырая Рё товарная нефть - РїСЂРё отсутствии сернистых соединений три обмена РІ час, РїСЂРё наличии сернистых соединений - восемь обменов РІ час; - высокосернистые нефти - десять обменов РІ час. Р’ помещениях высотой менее 6 Рј кратность воздухообмена должна быть увеличена РЅР° 25 % РЅР° каждый метр снижения высоты. 4.2.100 Контроль загазованности РІ производственных помещениях производится: РІ насосных - РёР· каждого насоса, РІ прочих взрывоопасных Рё пожароопасных помещениях - РёР· мест возможных источников выделения горючих газов Рё паров. 4.2.101 Ответственность Р·Р° эксплуатацию Рё организацию технического обслуживания Рё ремонта вентиляционных уставок возлагается РЅР° службы главного механика филиала РћРђРћ РњРќ Рё его подразделений. Водоснабжение 4.2.103 Система водоснабжения должна обеспечивать бесперебойное снабжение РІРѕРґРѕР№ надлежащего качества РІ необходимом количестве, РІ соответствии СЃ нормами РЅР° производственные Рё бытовые нужды объектов РќРџРЎ (сооружений, оборудования Рё жилпоселков), Р° также потребность РІ РІРѕРґРµ РЅР° пожаротушение. 4.2.104 Водоснабжение объектов РќРџРЎ может осуществляться РѕС‚ водопроводных систем РґСЂСѓРіРёС… организаций, артезианских скважин или местных водоисточников (реки, озера, РїСЂСѓРґС‹ Рё РґСЂ.). Для технологических нужд может использоваться как техническая, так Рё питьевая РІРѕРґР°. Система водоснабжения может быть прямоточной Рё оборотной (для технологических нужд). 4.2.105 Системы водоснабжения РќРџРЎ проектируются РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ планов развития Рё размещения производств СЃ учетом бассейновых Рё территориальных схем использования Рё охраны РІРѕРґ СЃ обязательным балансом водопотребления Рё водоотведения сточных РІРѕРґ. 4.2.106 Противопожарное водоснабжение РќРџРЎ должно быть, как правило, объединено СЃ хозяйственно-питьевым или производственным РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґРѕРј. Рсключение допускается РїСЂРё наличии вблизи территории предприятия РїСЂСѓРґРѕРІ, водоемов искусственного Рё естественного происхождения. 4.2.107 Р’ системе водоснабжения должен быть предусмотрен учет водопотребления, контроль Р·Р° уровнем РІРѕРґС‹ РІ резервуарах, водонапорных башнях Рё давлением РІ РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґРЅРѕР№ сети; РІ системе водоподготовки - контроль расхода Рё перепада давления РЅР° фильтрах. 4.2.108 Системы управления технологическими процессами Рё средства автоматизации сооружений водоснабжения должны приниматься РІ зависимости РѕС‚ условий эксплуатации установок Рё оборудования, периодичности контроля качественных параметров РІРѕРґС‹ Рё обосновываться технико-экономическими расчетами. Управление системой водоснабжения оперативно осуществляется СЃ диспетчерского пункта РќРџРЎ. 4.2.109 Доступ посторонних лиц Рє колодцам, резервуарам, РІ водонапорные башни Рё водонасосные должен быть исключен. 4.2.110 Колодцы сетей водоснабжения должны иметь указатели СЃ обозначением номера колодца Рё РІРёРґР° сети (техническая РІРѕРґР°, питьевая, пожаротушение). 4.2.111 Р’ водонасосной должна быть вывешена общая схема водоснабжения СЃ указанием номеров насосов, водоохлаждающих устройств, колодцев, пожарных гидрантов Рё арматуры. 4.2.112 Агрегаты насосных пено- Рё водотушения должны быть РІ постоянной эксплуатационной готовности Рё проверяться РїСѓСЃРєРѕРј РІ работу РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 10 дней. Результаты проверок заносятся РІ журнал. 4.2.113 РџСЂРё отсутствии второго (дублирующего) источника электроснабжения, резервный пожарный насос должен иметь РїСЂРёРІРѕРґ РѕС‚ двигателя внутреннего сгорания. 4.2.114 Сооружения, устройства Рё производственные здания системы водоснабжения должны осматриваться РІ СЃСЂРѕРєРё, установленные нормативными документами Рё инструкциями, РЅРѕ РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 6 месяцев, СЃ периодической очисткой систем водоподачи Рё промывкой артезианских скважин. Р’ летнее время должны обследоваться Рё очищаться РѕС‚ РјСѓСЃРѕСЂР° Рё ила водозаборные трубы, колодцы. Результаты осмотра Рё мероприятия РїРѕ устранению обнаруженных неисправностей должны заноситься РІ журнал. 4.2.115 РџСЂРё водоснабжении РёР· открытых водоемов РІРѕРґР°, идущая РЅР° бытовые нужды, должна подвергаться бактериологическому анализу Рё обеззараживаться РІ СЃСЂРѕРєРё, определенные органами Госсанэпиднадзора. 4.2.116 Подготовка системы водоснабжения Рє эксплуатации РІ Р·РёРјРЅРёР№ период должна осуществляться РІ соответствии СЃ планом мероприятий. Арматура, трубопроводы, емкости СЃ РІРѕРґРѕР№ должны быть защищены РѕС‚ замерзания. Теплоснабжение 4.2.117 Теплоснабжение зданий Рё сооружений РќРџРЎ может осуществляться РѕС‚ собственной котельной СЃ водогрейными или паровыми котлами или РѕС‚ внешнего источника. Допускается электрообогрев объектов РќРџРЎ РІ соответствии СЃ нормами Рё правилами. 4.2.118 РќРџРЎ, получающие тепло РѕС‚ внешних источников, должны быть оснащены коммерческими узлами учета теплоэнергии. 4.2.119 РќР° сосудах, работающих РїРѕРґ давлением, водогрейных Рё паровых котлах должны быть обозначены регистрационные номера, дата следующего технического освидетельствования Рё разрешённое давление. 4.2.120 Рксплуатация Рё ремонт котлов, котельно-вспомогательного оборудования Рё трубопроводов пара Рё горячей РІРѕРґС‹ должны отвечать требованиям Правил устройства Рё безопасной эксплуатации паровых Рё водогрейных котлов, Правил устройства Рё безопасной эксплуатации трубопроводов пара Рё горячей РІРѕРґС‹, Правил устройства Рё безопасной эксплуатации СЃРѕСЃСѓРґРѕРІ, работающих РїРѕРґ давлением, Правил технической эксплуатации коммунальных отопительных котельных, Правил эксплуатации теплопотребляющих установок Рё тепловых сетей потребителей Рё нормативных документов. 4.2.121 Паровые котлы, работающие РїРѕРґ давлением свыше 0,07 РњРџР°, Рё водогрейные котлы, работающие РїСЂРё температуре РІРѕРґС‹ свыше 115 °С, должны быть зарегистрированы РІ инспекциях котлонадзора Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё. 4.2.122 Руководство РќРџРЎ должно обеспечить содержание РІ исправном состоянии котлов, паронагревателей, экономайзеров, трубопроводов пара Рё горячей РІРѕРґС‹, газового хозяйства, безопасные условия РёС… работы путем организации технического обслуживания, ремонта Рё надзора РІ соответствии СЃ требованиями правил Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё, пожарной безопасности Рё промсанитарии. Ответственными Р·Р° безопасную эксплуатацию котлов, паронагревателей, экономайзеров, трубопроводов пара Рё горячей РІРѕРґС‹, Р° также газового хозяйства назначаются лица РёР· числа специалистов РќРџРЎ, обладающих достаточными знаниями Рё опытом работы, прошедших обучение Рё аттестацию РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 4.2.123 Работа РїРѕ монтажу Рё ремонту котельного Рё газового оборудования должна выполняться специализированными монтажными организациями, имеющими лицензии Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё. 4.2.124 Котлоагрегаты, РЅРµ подконтрольные органам Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё, допускаются Рє эксплуатации после РёС… регистрации Рё освидетельствования специалистами филиалов РћРђРћ РњРќ Рё согласования СЃ территориальным подразделением ГПС РњР’Р” Р Р¤. 4.2.125 До РїСѓСЃРєР° газа потребитель должен предъявить представителю газоснабжающей организации документацию РІ объеме требований действующих нормативных документов, Правил безопасности РІ газовом хозяйстве, Правил технической эксплуатации объектов газового хозяйства. 4.2.126 РќР° рабочем месте обслуживающего персонала котельной должны быть вывешены режимные карты котлоагрегатов, технологические схемы трубопроводов пара, РІРѕРґС‹, топлива, Р° также инструкции РїРѕ эксплуатации, утвержденные руководителем организации. 4.2.127 Рнструкции РїРѕ эксплуатации должны составляться РІ соответствии СЃ требованиями Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё, РЅРѕСЂРј Рё правил пожарной безопасности, РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ инструкций заводов-изготовителей, СЃ учетом опыта эксплуатации, результатов пусконаладочных работ Рё режимно-наладочных испытаний оборудования, утверждаться РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ Рё выдаваться РїРѕРґ расписку РѕР± ознакомлении эксплуатационному персоналу. 4.2.128 Р’ случае замены оборудования, изменения схем газопроводов, РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґРѕРІ, топливопроводов, теплопроводов или условий эксплуатации РІ инструкцию РїРѕ эксплуатации теплотехнического оборудования должны вноситься соответствующие изменения, Р° инструкция подлежит пересмотру Рё переутверждению. 4.2.129 Рксплуатирующий персонал обязан вести наиболее экономичный режим работы оборудования РІ соответствии СЃ инструкциями, режимными картами. 4.2.130 Р’ котельной должна вестись следующая оперативно-эксплуатационная документация: - оперативный (сменный) журнал; - журнал распоряжений; - журнал дефектов Рё неисправностей оборудования, сооружений Рё систем; - журнал учета расхода топлива; - журнал ремонтов РїРѕ всем видам оборудования, сооружений Рё систем; - журнал регистрации проверок средств автоматики Рё сигнализации работы котлов; - журнал РїРѕ РІРѕРґРЅРѕ-химическому режиму работы котла. 4.2.131 Техническое обслуживание Рё ремонт котлов Рё вспомогательного котельного оборудования включает: - осмотр, РўРћ Рё ремонт деталей без снятия Рё разборки оборудования; - текущий ремонт СЃ частичной разборкой оборудования, устранением мелких дефектов, ремонтом или заменой изношенных деталей Рё узлов; - капитальный ремонт СЃ полной разборкой оборудования Рё заменой изношенных деталей, узлов, механизмов Рё оборудования, Р° также работы РїРѕ реконструкции оборудования. 4.2.132 Периодичность технического обслуживания Рё ремонта котлов Рё вспомогательного котельного оборудования определяется нормативными документами. 4.2.133 Техническое обслуживание котельных осуществляется постоянным оперативным персоналом, Р° автоматизированных котельных - эксплуатационно-ремонтным персоналом РќРџРЎ. 4.2.134 Р’СЃРµ РІРёРґС‹ ремонтов выполняются обученным Рё аттестованным ремонтным персоналом или специализированными подрядными организациями РїРѕ графикам, утверждаемым руководством РќРџРЎ, филиалами РћРђРћ РњРќ. 4.2.135 Котлы Рё вспомогательное оборудование после капитального ремонта подвергаются испытанию РІ объеме, предусмотренном Правилами Рё эксплуатационными инструкциями. 4.2.136 Котельные установки должны быть укомплектованы устройствами безопасности Рё приборами контроля рабочих параметров. 4.2.137 Режимная наладка котлов должна проводиться специализированными организациями, имеющими лицензию РЅР° этот РІРёРґ деятельности, РІ СЃСЂРѕРєРё: - для зарегистрированных РІ органах Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё - РѕРґРёРЅ раз РІ три РіРѕРґР°; - для котлов, работающих РЅР° газе - РѕРґРёРЅ раз РІ РґРІР° РіРѕРґР°; - для котлов, РЅРµ требующих регистрации - РѕРґРёРЅ раз РІ пять лет. 4.2.138 Наладочной организацией должны быть разработаны графики, инструкции Рё режимные карты РїРѕ рациональному РІРѕРґРЅРѕ-химическому режиму. 4.2.139 Р’ случае невозможности поддержания параметров котла РІ соответствии СЃ режимной картой производится внеочередное техническое освидетельствование согласно нормативным документам. 4.2.140 Рксплуатация теплотехнического оборудования, отслужившего установленные СЃСЂРѕРєРё службы, разрешается после положительных результатов дополнительного освидетельствования, РїСЂРѕРІРѕРґРёРјРѕРіРѕ РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 4.2.141 Техническое обслуживание Рё ремонт газового оборудования должны включать РґРІР° РІРёРґР° работ: технические осмотры Рё плановые предупредительные ремонты. Капитальный ремонт оборудования РЅРµ предусматривается. Р’ необходимых случаях РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ полную замену оборудования или ремонт его РІ заводских условиях. 4.2.142 Графики проведения ТОРгазового оборудования утверждаются руководством РќРџРЎ. 4.2.143 Выполнение ремонтных работ оборудования газового хозяйства должно оформляться специальным нарядом-РґРѕРїСѓСЃРєРѕРј РЅР° производство газоопасных работ, регистрируемом РІ специальном журнале. 4.2.144 РќР° каждый объект газового хозяйства Рё котельную СЃ паровыми котлами должны быть составлены Рё утверждены план ликвидации возможных аварий, план тушения пожаров. 4.2.145 Рксплуатация газового оборудования, газопроводов должна осуществляться согласно Правилам безопасности РІ газовом хозяйстве Рё Правилам технической эксплуатации объектов газового хозяйства. Канализация Рё очистные сооружения 4.2.146 РќР° объектах магистральных нефтепроводов применяются РґРІРµ системы канализации: производственно-ливневая Рё хозяйственно-бытовая. 4.2.147 Производственно-ливневая канализация относится Рє категории взрывопожароопасных систем. 4.2.148 Система канализации должна обеспечивать отвод сточных РІРѕРґ РѕС‚ мест РёС… образования РґРѕ очистных сооружений. 4.2.149 Система канализации состоит РёР· коллекторов, ливнеприемных Рё смотровых колодцев, колодцев СЃ гидравлическими затворами, общих выпусков Рё хлопуш, устанавливаемых РЅР° канализационных переточных трубах РёР· обвалований резервуаров. 4.2.150 РќР° промежуточных РќРџРЎ без резервуарного парка допускается РЅРµ предусматривать производственно-ливневую канализацию. Сточные РІРѕРґС‹ РёР· насосного цеха разрешается сбрасывать РІ СЃР±РѕСЂРЅРёРє утечек СЃ последующей закачкой РІ нефтепровод. 4.2.151 Количество сточных РІРѕРґ, отводимых РІ канализацию, РЅРµ должно превышать величины, указанной РІ нормативных документах. 4.2.152 Присоединение трубопроводов РѕРґРЅРѕР№ системы канализации Рє РґСЂСѓРіРѕР№ РЅРµ допускается. 4.2.153 РќРµ допускается сбрасывать РІ сеть канализации осадки РѕС‚ зачистки резервуаров Рё пролитую РЅР° землю нефть. 4.2.154 Колодцы канализационных сетей должны иметь указатели СЃ обозначением РІРёРґР° сети Рё номера колодца. 4.2.155 Производственно-ливневая канализационная сеть РЅР° всем протяжении должна быть закрытой Рё выполненной РёР· негорючего, стойкого Рє воздействию сточных РІРѕРґ материала. 4.2.156 Гидравлические затворы производственно-ливневой канализации должны иметь постоянный уровень РІРѕРґС‹ РЅРµ менее 0,25 Рј. 4.2.157 РќР° канализационных выпусках РёР· обвалований резервуаров устанавливаются запорные устройства РІ РІРёРґРµ хлопуш. Нормальное положение хлопуш - "закрытое". 4.2.158 Рксплуатация сетей канализации осуществляется РїРѕ инструкции, утвержденной руководством РќРџРЎ. 4.2.159 Проверка работоспособности гидравлических затворов, клапанов, хлопуш, РёС… РїСЂРёРІРѕРґРѕРІ, состояния колодцев производственно-ливневой канализации осуществляется РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 6 месяцев. 4.2.160 Незагрязненные нефтепродуктами производственные сточные РІРѕРґС‹ РјРѕРіСѓС‚ сбрасываться РІ хозяйственно-бытовую канализацию только после соответствующей экологической экспертизы, Р° РІ РіРѕСЂРѕРґСЃРєСѓСЋ канализацию - РїРѕ РѕСЃРѕР±РѕРјСѓ разрешению муниципальных органов управления. 4.2.161 Сточные РІРѕРґС‹ перед выпуском РІ водоем должны пройти очистку РЅР° специальных сооружениях РґРѕ РЅРѕСЂРј, установленных контролирующими органами. 4.2.162 Периодичность Рё объем очищенных сточных РІРѕРґ, выпускаемых РІ водоем, подлежат согласованию СЃ природоохранными органами. РџСЂРё изменении химического состава выпускаемых РІРѕРґ РІ пределах ПДК разрешение РЅР° выпуск РІ водоем обновляется. 4.2.163 Очистные сооружения должны состоять РёР· предусмотренного проектом комплекса РїРѕ очистке сточных РІРѕРґ, обеспечивающего степень очистки согласно требованиям Правил охраны поверхностных РІРѕРґ РѕС‚ загрязнений сточными водами. 4.2.164 Рксплуатация, контроль технических параметров, техническое обслуживание, ремонт системы канализации Рё очистных сооружений ЛПДС (РќРџРЎ) производится РІ соответствии СЃ требованиями нормативных документов Рё инструкций РїРѕ эксплуатации установок очистки сточных РІРѕРґ. 4.2.165 Рксплуатация комплекса очистных сооружений регистрируется РІ журналах технического обслуживания Рё учета РёС… работы. 4.2.166 Обслуживание очистных сооружений должно производиться специально обученным персоналом. 4.2.167 Рксплуатационный персонал должен регулярно следить Р·Р° работой очистных сооружений, узлов, задвижек, коммуникаций, механизмов, измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё С‚.Рї. Рё обеспечивать контроль Р·Р° качеством поступающих Рё выходящих РёР· отдельных сооружений сточных РІРѕРґ. 4.2.168 До начала паводка РІСЃСЏ ливнеотводная сеть должна быть осмотрена Рё подготовлена Рє РїСЂРѕРїСѓСЃРєСѓ РІРѕРґ; РїСЂРѕС…РѕРґС‹ для кабелей, труб Рё РґСЂСѓРіРёРµ каналы, расположенные ниже максимального СѓСЂРѕРІРЅСЏ грунтовых РІРѕРґ, должны быть закрыты Рё уплотнены, Р° откачивающие механизмы проверены Рё подготовлены Рє работе. 4.2.169 Для сохранения расчетной РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности канализационных коммуникаций необходимо осуществлять периодическую или аварийную прочистку канализационной сети РѕС‚ осевших РІ ней осадков. Прочистка должна проводиться РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ РіРѕРґ гидравлическим или механическим способами, начиная СЃ верхних участков Рё боковых линий. 4.2.170 Аварийную прочистку РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РІ случае закупорки канализационной сети. 4.2.171 РќР° основании данных осмотра должна составляться дефектная ведомость Рё техническая документация РЅР° проведение ремонта канализационной сети. 4.2.172 Результаты наружного Рё внутреннего осмотра должны заноситься РІ журнал технического осмотра Рё ремонта канализационной сети. Журнал находится Сѓ ответственного Р·Р° техническое состояние сетей Рё очистных сооружений, который принимает меры РїРѕ ликвидации обнаруженных дефектов. 4.2.173 Р’СЃРµ работы РІ колодцах, РІ лотках Рё РґСЂСѓРіРёС… заглубленных местах должны проводиться РІ соответствии СЃ "Правилами безопасности РІ нефтяной Рё газовой промышленности". Техническая документация 4.2.174 Каждая РќРџРЎ должна иметь техническую документацию, РІ соответствии СЃ которой оборудование РќРџРЎ допускается Рє эксплуатации: - исполнительную документацию (чертежи, схемы, перечень оборудования, пояснительные записки Рё РґСЂ.) СЃРѕ всеми последующими изменениями; - технические паспорта установленного оборудования; - инструкции РїРѕ обслуживанию оборудования; - должностные Рё производственные инструкции персонала; - оперативную документацию СЃ указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования Рё величины срабатывания предупредительной сигнализации Рё аварийных защит; технологические карты нефтепровода, карта уставок РќРџРЎ; - журнал учета отказов оборудования; - документацию технического обслуживания Рё ремонта объектов РќРџРЎ. 4.2.175 Оперативная документация РїРѕ эксплуатации оборудования РќРџРЎ должна включать: - оперативный журнал; - журналы учета работы объектов РќРџРЎ; - ведомости результатов оперативных диагностических контролей; - журнал результатов РѕР±С…РѕРґР° объектов дежурным персоналом Рё инженерами соответствующих служб. 4.2.176 Документация технического обслуживания Рё ремонта оборудования объектов РќРџРЎ должна содержать: - график плановых ремонтов, технических обслуживаний, плановых диагностических контролей Рё регламентных остановок для каждого РІРёРґР° оборудования; - журнал учёта ремонтов Рё РўРћ, диагностических контролей; - журнал учёта отказов Рё неисправностей РќРџРЎ; - бланки нарядов-РґРѕРїСѓСЃРєРѕРІ РЅР° производство ремонтных Рё диагностических работ. 4.2.177 Р’СЃРµ конструктивные изменения, вносимые РІ процессе эксплуатации Рё РІРѕ время ремонтов РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ технологического оборудования, должны быть согласованы СЃ разработчиком оборудования, утверждены главным инженером РћРђРћ РњРќ или его филиалов Рё внесены РІ техническую документацию. 4.3 Резервуарные парки4.3.1 Территория, сооружения Рё обустройство резервуарного парка (Р Рџ) должны соответствовать проекту Рё требованиям Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов Рё нефтебаз, РЎРќРёРџ 2.11.03 Рё нормативной документации. 4.3.2 Резервуары для приема Рё хранения нефти должны быть оснащены полным комплектом оборудования согласно проекту Рё СЃ учетом обеспечения надежности выполнения технологических операций РІ соответствии СЃ требованиями взрывопожаробезопасности Рё охраны труда. 4.3.3 Р Рџ должны быть оснащены системами автоматики, контроля Рё измерения, СЃ возможностью обеспечения защиты РѕС‚ перелива резервуаров, дистанционного замера СѓСЂРѕРІРЅСЏ нефти РІ резервуарах, дистанционного управления запорной арматуры, автоматического пожаротушения. Для каждого резервуара, емкости Рё Р¶/Рґ цистерны должен быть установлен максимальный предел заполнения нефтью; предел заполнения РЅРµ должен превышать 95 % РёС… объема. Запрещается указанное технологическое оборудование наполнять нефтью выше установленного максимального предела заполнения. 4.3.4 РќР° каждый резервуар Р Рџ должна быть составлена Рё утверждена РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ градуировочная таблица, которая должна пересматриваться Рё РІРЅРѕРІСЊ утверждаться после каждого капитального ремонта, связанного СЃ изменением вместимости резервуара или после его оснащения внутренним оборудованием. 4.3.5 Резервуары, находящиеся РІ эксплуатации, подлежат периодическому диагностированию, позволяющему определить необходимость Рё РІРёРґ ремонта, Р° также остаточный СЃСЂРѕРє службы резервуара. РџРѕСЂСЏРґРѕРє проведения диагностирования резервуаров осуществляется РІ соответствии СЃ Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов Рё нефтебаз Рё нормативными документами. 4.3.6 РћРђРћ РњРќ Рё его филиалы должны принимать необходимые меры для: - сохранения полезной емкости резервуарных парков РІ пределах проектных значений; - максимального сокращения потерь нефти РёР· резервуаров; - снижения эксплуатационных затрат; - сохранности качества нефти; - предотвращения накопления донных отложений Рё РёС… своевременного удаления; - предотвращения процесса РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё металла. 4.3.7 Техническое обслуживание Рё ремонт резервуаров должны планироваться РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ данных диагностического обследования СЃ учетом остаточного СЃСЂРѕРєР° службы, загрузки резервуара РІ текущий период Рё РЅР° перспективу. 4.3.8 Техническое обслуживание резервуара Рё его оборудования должно быть организовано РІ СЃСЂРѕРєРё согласно утвержденному календарному графику Рё выполняться РІ соответствии СЃ перечнем работ Рё периодичностью, предусмотренными РІ картах технического обслуживания резервуаров. 4.3.9 РћРђРћ РњРќ или его филиалы должны ежегодно разрабатывать график технического обслуживания Рё ремонта резервуаров Рё оборудования СЃ учетом перевода резервуаров РЅР° режим эксплуатации РІ Р·РёРјРЅРёР№ Рё летний периоды РіРѕРґР° РІ соответствии СЃ требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов Рё нефтебаз. 4.3.10 Технологические операции РІ Р Рџ должны выполняться РІ соответствии СЃ технологической картой резервуарного парка, которая утверждается Рё переутверждается ежегодно, Р° также РїСЂРё изменении предельно-допустимых давлений нефтепроводов Рё взливов РІ резервуарах, РїРѕ результатам диагностического обследования, изменении физико-химических свойств перекачиваемой нефти Рё С‚.Рґ. Технологические карты утверждаются Рё переутверждаются главным инженером филиала РћРђРћ РњРќ. 4.3.11 Технологическая карта - РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ технологический регламент, РІ котором должны быть приведены РІСЃРµ основные технологические параметры РїРѕ приему, хранению Рё отпуску нефти для каждого резервуара отдельно согласно требованиям Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов Рё нефтебаз. Технологическая карта Р Рџ должна находиться РЅР° рабочем месте персонала, отвечающего Р·Р° правильное ведение технологического процесса. 4.3.12 Максимальная допустимая производительность заполнения Рё опорожнения резервуаров ограничивается РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способностью дыхательной арматуры, допустимой производительностью истечения нефти через приемо-раздаточные патрубки (РїСЂРё опорожнении), максимально допустимой скоростью потока через приемо-раздаточные патрубки (РїСЂРё заполнении), допустимой скоростью движения понтона или плавающей крыши. Расход паровоздушной смеси через дыхательную арматуру РЅРµ должен превышать 0,85 РѕС‚ минимальной РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности клапанов РїРѕ внутреннему избыточному давлению. Р—Р° максимально допустимую производительность заполнения Рё опорожнения резервуара принимается меньшая РёР· производительностей, рассчитанная РїРѕ вышеуказанным ограничительным показателям. 4.3.13 Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши РѕС‚ минимально допустимого СѓСЂРѕРІРЅСЏ РґРѕ максимально допустимого СѓСЂРѕРІРЅСЏ нефти РІ резервуаре РїСЂРё приеме Рё откачке нефти РёР· резервуара, определяется проектом или заключением РїРѕ результатам технического диагностирования. РџСЂРё отсутствии этих данных максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши ограничивается 3,5 Рј/С‡. 4.3.14 Величина допустимого рабочего давления РІ резервуарах определяется проектом или РїРѕ результатам технического диагностирования. Р’ резервуарах СЃРѕ стационарной крышей должны поддерживаться следующие величины давления Рё вакуума (если РЅРµ установлены РґСЂСѓРіРёРµ ограничения РІ проекте): - РІРѕ время эксплуатации рабочее избыточное давление РІ газовом пространстве должно быть РЅРµ более 2 РєРџР° (200 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚.), вакуум - РЅРµ более 0,25 РєРџР° (25 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚.); - предохранительные клапаны должны быть отрегулированы РЅР° давление 2,3 РєРџР° (230 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚.) Рё вакуум 0,4 РєРџР° (40 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚.); - РЅР° резервуарах СЃ понтоном (плавающей крышей) РїСЂРё огневых предохранителях Рё вентиляционных патрубках давление Рё вакуум РЅРµ должны быть больше 0,2 РєРџР° (20 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚.). 4.3.15 Для бесперебойной работы транспортной системы магистральных нефтепроводов РЅР° конечных пунктах сдачи нефти необходимо иметь минимально необходимый остаток нефти клиентов (мобильный товарный остаток), включающий: - товарно-коммерческий запас: Р°) РїСЂРё сдаче РІ пунктах назначения РЅР° РќРџР— Рё РЅР° СЌРєСЃРїРѕСЂС‚, обеспечивающий непрерывную поставку потребителям РІ течение РІРѕСЃСЊРјРё часов; Р±) РїСЂРё сдаче РІ РјРѕСЂСЃРєРёС… портах, обеспечивающий налив РѕРґРЅРѕРіРѕ нефтеналивного СЃСѓРґРЅР° РІ полном объеме СЃ учетом его грузоподъемности, ритмичности, подачи СЃСѓРґРѕРІ, объемов перевалки нефти; РІ) РїСЂРё наливе нефти РІ железнодорожные цистерны, обеспечивающий налив РѕРґРЅРѕРіРѕ маршрута РІ полном объеме РІ установленные СЃСЂРѕРєРё; - запас нефти РЅР° таможенных пунктах сдачи, предназначенный для выполнения таможенных требований РїРѕ перемещению нефти РёР· расчета суточной перекачки; - запас РїРѕ сортности нефти (СЃ учетом наличия сернистых нефтей). РќРѕСЂРјС‹ минимально необходимого остатка нефти РІ Р Рџ РћРђРћ РњРќ утверждаются Компанией РѕРґРёРЅ раз РІ РіРѕРґ РЅР° основании предложений акционерных обществ. 4.3.16 Технологический остаток нефти РІ резервуарах, необходимый для устойчивой работы транспортной системы РІ течение установленного времени, РЅРѕ РЅРµ более 2-С… часов, зависит РѕС‚ количества резервуарных емкостей РІ резервуарном парке. 4.3.17 Рксплуатационная Рё ремонтная документация должна включать: - технический паспорт резервуара; - технологические карты (регламент) РїРѕ эксплуатации; - график технического обслуживания; - производственные инструкции РїРѕ эксплуатации резервуаров Рё оборудования; - инструкции РїРѕ техническому обслуживанию Рё ремонту резервуаров Рё оборудования; - журнал контроля состояния устройств молниезащиты, защиты РѕС‚ проявления статического электричества; - распоряжения, акты РЅР° замену оборудования резервуаров; - документы РїРѕ результатам нивелирования основания; - планы ликвидации возможных аварий Рё планы тушения пожаров; - градуировочные таблицы резервуаров; - паспорта, инструкции заводов-изготовителей оборудования; - проектно-исполнительную документацию. Ответственность Р·Р° наличие, ведение Рё хранение эксплуатационной Рё ремонтной документации Р Рџ несет руководитель объекта РњРќ. 4.4 Терминалы РїРѕ приему, хранению, подготовке Рё отгрузке нефти4.4.1 Прием нефти, поступающей РїРѕ магистральным нефтепроводам, ее хранение, подготовка Рё отгрузка РЅР° РґСЂСѓРіРёРµ РІРёРґС‹ транспорта, осуществляется через специальные терминалы - перевалочные нефтебазы (РџРќР‘) Рё пункты налива. Перевалочные нефтебазы обеспечивают также прием нефти Рё нефтепродуктов СЃ РґСЂСѓРіРёС… РІРёРґРѕРІ транспорта (РјРѕСЂСЃРєРѕРіРѕ, речного, железнодорожного, автомобильного), РёС… хранение, подготовку Рё отгрузку потребителям, включая бункеровку СЃСѓРґРѕРІ. 4.4.2 Р’ состав перевалочных нефтебаз РІС…РѕРґСЏС‚ резервуарные парки, сливо-наливные эстакады, пункты налива, причальные сооружения, насосные станции, технологические трубопроводы, узлы учета нефти, лаборатории химического анализа, очистные сооружения, электрическое Рё теплоэнергетическое оборудование Рё РґСЂСѓРіРёРµ вспомогательные объекты, обеспечивающие РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ технологический процесс. Состав объектов РџРќР‘ РІ зависимости РѕС‚ ее назначения определяется проектом. 4.4.3 Перевалочные нефтебазы проектируются Рё сооружаются РІ соответствии СЃ нормативными документами. 4.4.4 Приемка объектов РџРќР‘ должна проводиться РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, указанном РІ разделе 2 настоящих Правил. 4.4.6 Резервуары, насосы, трубопроводы, задвижки, стояки должны быть пронумерованы, РёС… нумерация Рё обозначения должны соответствовать технологическим схемам, утвержденным главным инженером объекта. 4.4.7 РќР° технологические трубопроводы, емкости СЃР±РѕСЂР° утечек должны быть составлены калибровочные таблицы. Резервуары должны иметь градуировочные таблицы, которые, РІ случае оперативного учета, утверждаются техническим руководителем предприятия, РІ случае учетно-расчетных операций - руководителем территориального органа Госстандарта. 4.4.8 Р’Рѕ избежание гидравлического удара Рё аварии РЅР° трубопроводах открытие-закрытие задвижек РїСЂРё сливо-наливных операциях должно проводиться строго РІ определенном РїРѕСЂСЏРґРєРµ РІ соответствии СЃ технологическими картами Рё инструкциями, утвержденными главным инженером объекта. 4.4.9 РџСЂРё сливо-наливных операциях скорость движения нефти должна ограничиваться требованиями электростатической безопасности (СЃРј. раздел 7.4 настоящих Правил). 4.4.10 Полнота налива-слива нефти РІ транспортные емкости (танки СЃСѓРґРѕРІ, Р¶/Рґ цистерны, автоцистерны Рё РґСЂ.) должна осуществляться РїРѕ градуировочным таблицам емкостей транспортных средств РІ соответствии СЃ требованиями РњР 1823-87, ГОСТ 8346 Рё нормативной документации. 4.4.11 Подготовка транспортного средства Рє наливу должна соответствовать требованиям ГОСТ 1510. Качество подготовки нефти должно соответствовать: - для нефтеперерабатывающих заводов - ГОСТ 9965; - для поставки РЅР° СЌРєСЃРїРѕСЂС‚ - РўРЈ 39-1623-93. 4.4.12 Определение количества РіСЂСѓР·Р° производится РїРѕ Рнструкции РїРѕ учету нефти РїСЂРё ее транспортировке, ГОСТ 26976, РњР 1001-85. 4.4.13 РџСЂРё сливо-наливных операциях СЃ сернистыми нефтями необходимо руководствоваться инструкцией РїРѕ мерам безопасности РїСЂРё обращении СЃ сернистыми нефтями. 4.4.14 Сливо-наливные эстакады, пункты налива, причальные сооружения должны постоянно снабжаться горячей РІРѕРґРѕР№ или паром; должны быть оборудованы устройствами для смыва разлитой нефти РІ промышленную канализацию. 4.4.15 Площадки РїРѕРґ сливо-наливным оборудованием должны иметь бетонное или РґСЂСѓРіРѕРµ герметичное покрытие Рё обеспечивать беспрепятственный сток жидкости РІ отводные колодцы или каналы через гидравлические затворы РІ системы промканализации или емкости для СЃР±РѕСЂР° аварийных утечек нефти. 4.4.16 Балластные, подтоварные, производственно-дождевые, хозяйственно-бытовые РІРѕРґС‹, перед выпуском РёС… РІ водоемы, должны направляться РЅР° очистные сооружения Рё проходить очистку РґРѕ принятых санитарных РЅРѕСЂРј. 4.4.17 РЎСЂРѕРєРё, периодичность Рё объемы технического обслуживания Рё ремонта технологического оборудования, систем Рё устройств устанавливаются РІ зависимости РѕС‚ технического состояния Рё РІ соответствии СЃ требованиями нормативной документации, указанной РІ 4.4.5 настоящих Правил, заводскими инструкциями РїРѕ обслуживанию Рё ремонту. Графики технического обслуживания Рё ремонта утверждаются техническим руководителем нефтебазы. 4.4.18 Проведение огневых Рё газоопасных работ РІ резервуарных парках, РЅР° сливо-наливных сооружениях, пирсах, причалах без выполнения подготовительных работ запрещается. Подготовительные Рё огневые (газоопасные) работы должны выполняться СЃ выводом этих объектов РёР· эксплуатации, РїСЂРё наличии наряд-РґРѕРїСѓСЃРєРѕРІ, оформленных РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ, СЃ соблюдением Правил пожарной безопасности РїСЂРё эксплуатации магистральных нефтепроводов, инструкций РїРѕ организации безопасного проведения огнеопасных работ Рё РґСЂСѓРіРёС… нормативных документов. 4.4.19 Перевалочные нефтебазы, имеющие РІ своем составе речные, РјРѕСЂСЃРєРёРµ РїРёСЂСЃС‹ Рё причалы СЃ наливными коммуникациями, должны быть укомплектованы подготовленным персоналом, соответствующим оборудованием Рё устройствами для задержания, СЃР±РѕСЂР° Рё откачки СЃ поверхности РІРѕРґС‹ РЅР° берег аварийно-разлитой нефти. Р’ планах ликвидации возможных аварий РЅР° нефтебазе должны быть предусмотрены СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ ликвидации аварий Рё РёС… последствий. 4.4.20 РќР° перевалочных нефтебазах должна быть следующая документация: - технический паспорт нефтебазы; - технические паспорта РЅР° резервуары; - технический паспорт РЅР° технологические трубопроводы; - экологический паспорт; - санитарно-технический паспорт рабочих мест; - планы ликвидации аварий Рё планы тушения пожаров; - технологические Рё принципиальные схемы сетей Рё коммуникаций; - технологические Рё операционные карты; - заводские паспорта РЅР° СЃРѕСЃСѓРґС‹, оборудование, арматуру, электроустановки Рё С‚.Рґ.; - журналы осмотров Рё ремонтов зданий, сооружений; - журналы РїРѕ учету работы оборудования; - журнал оператора (диспетчера); - графики технического обслуживания Рё ремонта; - инструкции РїРѕ эксплуатации РїРѕ видам оборудования Рё систем; - исполнительная документация Рё нормативная документация согласно 1.4, 2.2.7 настоящих Правил; - другая документация, установленная РћРђРћ РњРќ. 4.5 Пункты подогрева нефти. Станции смешения нефти4.5.1 Пункты подогрева нефти (РџРџРќ) РјРѕРіСѓС‚ быть РІ составе РќРџРЎ или самостоятельным объектом РњРќ. РџРџРќ предназначены для подогрева высоковязкой Рё высокозастывающей нефти СЃ целью снижения ее вязкости для перекачки РїРѕ магистральному нефтепроводу. 4.5.2 Р’ состав пункта подогрева нефти РІС…РѕРґСЏС‚: печи подогрева, технологические трубопроводы, система внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти РІ коммуникациях, система для СЃРґРІРёРіР° застывшей нефти РІ коммуникациях Рё магистральном нефтепроводе, система топливообеспечения горелок печей, система стационарного пожаротушения, оборудование, устройства, установки РїРѕ энергообеспечению, РљРРџРёРђ, амбары для СЃРїСѓСЃРєР° нефти РїСЂРё авариях Рё РґСЂСѓРіРёРµ сооружения. Состав объектов РџРџРќ Рё технические характеристики сооружений Рё оборудования определяются проектом. 4.5.3 Количество печей определяется проектом СЃ учетом конкретных условий работы участка РњРќ, времени РіРѕРґР° Рё необходимого резерва. Температура подогрева нефти Рё запас необходимого количества нефти РІ резервуарах РЅР° РџРџРќ определяются технологическим регламентом участка нефтепровода Рё должны обеспечивать компенсацию теплопотерь перекачиваемой нефти СЃ условием сохранения ее текучести (РЅР° 3-5 °С выше температуры застывания нефти) РґРѕ следующего РџРџРќ РїСЂРё минимальных температурах окружающей среды, Р° также обеспечивать возможность РїСѓСЃРєР° участка нефтепровода после плановой остановки. Технологические режимы перекачки нефти должны соответствовать требованиям 3.4.17-3.4.19 настоящих Правил. 4.5.4 Если РЅР° РџРџРќ имеются резервуары, РѕРЅРё должны быть оснащены системами, предупреждающими застывание нефти Рё предотвращающими образование осадка. 4.5.5 Системы внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти Рё для СЃРґРІРёРіР° застывшей нефти РІ коммуникациях должны находиться РІ работоспособном состоянии. 4.5.6 РџСѓСЃРє РІ эксплуатацию печей подогрева должен проводиться РІ соответствии СЃ местными инструкциями, разработанными РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ нормативных документов. 4.5.7 Режим эксплуатации печей подогрева должен определяться проектом, паспортными данными Рё должен соответствовать технологической карте печей, которая утверждается главным инженером РћРђРћ РњРќ. 4.5.8 Аварийная автоматическая остановка печи должна осуществляться РІ следующих случаях: - РїСЂРё прекращении циркуляции нефти через печь; - РїСЂРё понижении тяги РІ топке; - РїСЂРё понижении давления РІРѕР·РґСѓС…Р° перед горелками; - РїСЂРё исчезновении пламени РІ любой РёР· горелок; - РїСЂРё понижении давления газа перед горелками. 4.5.9 РџСЂРё отказах Рё пожарах РџРџРќ должен отключаться перекрытием задвижек РЅР° отводах Рє пункту. Обслуживающий персонал должен действовать согласно плану ликвидации аварий Рё тушению пожаров. РћР±Рѕ всех авариях Рё пожарах немедленно информируется диспетчер филиала РћРђРћ РњРќ. 4.5.10 Печи подогрева должны быть оснащены системой пожаротушения РІ соответствии СЃ проектом. 4.5.11 Технические осмотры, обслуживание, текущие Рё капитальные ремонты печей должны проводиться РІ соответствии СЃ графиком, утвержденным РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. Работы оформляются записью РІ оперативном журнале Рё паспортах печей. 4.5.12 Ревизия элементов печей подогрева должна проводиться РІ период плановых ремонтов печей службой главного механика РћРђРћ РњРќ, его филиала СЃ оформлением актов РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 4.5.13 Обслуживающий персонал РџРџРќ должен обеспечить эксплуатацию печей подогрева, всех систем Рё оборудования РџРџРќ РІ соответствии СЃ производственными инструкциями РїРѕ технической эксплуатации, правилами пожарной безопасности Рё охраны труда, настоящими Правилами. 4.5.14 Надзор Р·Р° правильностью эксплуатации, своевременностью Рё качеством проведения технического обслуживания Рё ремонта печей РІ соответствии СЃ графиком возлагается РЅР° специалистов РћРђРћ РњРќ Рё его филиала РІ объеме РёС… должностных инструкций. 4.5.15 Оборудование Рё сооружения РџРџРќ РїСЂРё отдельном расположении РѕС‚ РќРџРЎ - технологические трубопроводы, резервуарные парки, противопожарная система, электроустановки, система автоматики Рё телемеханики Рё РґСЂСѓРіРёРµ должны эксплуатироваться РІ соответствии СЃ требованиями соответствующих разделов настоящих Правил. 4.5.16 Снижение вязкости, обеспечение заданных качеств перекачиваемых РїРѕ РњРќ нефтей может осуществляться путем компаундирования РЅР° станциях смешения нефти (РЎРЎРќ). 4.5.17 Состав сооружений Рё объектов, входящих РІ РЎРЎРќ, определяется проектом. 4.5.18 Технологический процесс смешения Рё получения требуемых качеств перекачиваемой нефти проводится согласно специально разработанной инструкции. 4.5.19 Рксплуатация, техническое обслуживание Рё ремонт сооружений Рё оборудования РЎРЎРќ проводится согласно требованиям соответствующих разделов настоящих Правил. 4.5.20 Оперативная Рё техническая документация РїСЂРё эксплуатации оборудования, сооружений РџРџРќ Рё РЎРЎРќ комплектуется согласно требованиям 4.2-4.4 Рё РґСЂСѓРіРёС… разделов настоящих Правил. 5 Р”РАГНОСТРР РћР’РђРќРР• ОБЪЕКТОВ РњРђР“РСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ5.1 Общие положения5.1.1 Р’ целях обеспечения безопасности, поддержания надежности, предупреждения отказов, определения фактического технического состояния объектов РњРќ, возможности РёС… дальнейшей эксплуатации РЅР° проектных технологических режимах, для расчета допустимого давления, необходимости снижения разрешенного рабочего давления Рё перехода РЅР° пониженные технологические режимы или необходимости ремонта СЃ точной локализацией мест его выполнения Рё продления СЃСЂРѕРєР° службы объектов РњРќ РІ процессе эксплуатации должно проводиться периодическое техническое диагностирование объектов РњРќ. 5.1.2 Диагностирование магистральных нефтепроводов осуществляют организации, имеющие лицензию Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё РЅР° право проведения диагностирования объектов РњРќ, или специалисты РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов, имеющие квалификационные удостоверения, допущенные Рє проведению диагностирования, РїСЂРё наличии аттестованной диагностической аппаратуры Рё утвержденных РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ методик технического диагностирования. 5.1.3 РџСЂРё планировании, организации Рё проведении диагностических работ должны быть обеспечены условия пожаровзрывобезопасности РІ соответствии СЃ требованиями действующих нормативных документов. 5.2 Диагностирование линейной части магистральных нефтепроводов5.2.1 Диагностирование линейной части РњРќ предусматривает следующие РІРёРґС‹ работ: - внутритрубную диагностику линейной части РњРќ путем РїСЂРѕРїСѓСЃРєР° внутритрубных инспекционных снарядов (Р’РРЎ); - внешнее дефектоскопическое обследование участков РњРќ СЃ применением методов неразрушающего контроля (визуального, ультразвукового, магнитопорошкового, капиллярного, вихретокового, акустико-СЌРјРёСЃСЃРёРѕРЅРЅРѕРіРѕ); - оценку состояния изоляционных покрытий Рё эффективности работы средств РРҐР—. 5.2.2 Внутритрубная диагностика должна проводиться СЃ использованием комплексов технических средств, РѕСЃРЅРѕРІСѓ которых составляют Р’РРЎ, реализующие различные РІРёРґС‹ неразрушающего контроля Рё перемещаемые РїРѕ трубопроводу потоком перекачиваемого продукта. 5.2.3 Состав Р’РРЎ, применяемых РїСЂРё проведении внутритрубной диагностики, должен обеспечивать определение: - дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности), ограничивающих РїСЂРѕС…РѕРґРЅРѕРµ сечение, Рё радиусов его поворота (радиусов отводов); - дефектов стенки трубы (РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё металла, забоин, задиров, СЂРёСЃРѕРє, царапин, расслоений Рё С‚.Рї.); - трещин Рё трещиноподобных дефектов определенной ориентации РїРѕ отношению Рє РѕСЃРё трубопровода (осевой или поперечной), расположенных РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј металле трубы Рё РІ сварных швах; - положение сварных швов, подкладных колец. Р’РРЎ должны иметь систему учета дефектов, обеспечивающую РїСЂРёРІСЏР·РєСѓ мест расположения дефектов Рє определенным точкам трассы РњРќ. Точность определения местоположения дефектов относительно ближайшего поперечного сварного шва должна соответствовать разрешающей способности данного Р’РРЎ, указанной РІ его технических характеристиках. 5.2.4 Проведение работ РїРѕ внутритрубной диагностике СЃ использованием комплексов технических средств, предназначенных для обнаружения Рё измерения дефектов определенного типа, должно проводиться РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ технологий, регламентирующих эти работы Рё утвержденных РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 5.2.5 Работы РїРѕ составлению, согласованию, изменению, утверждению годовых планов РїРѕ внутритрубной диагностике, составлению РЅР° РёС… РѕСЃРЅРѕРІРµ квартальных Рё месячных планов должны проводиться РІ соответствии СЃ установленным РїРѕСЂСЏРґРєРѕРј. 5.2.6 Представляемый Рє внутритрубному диагностированию трубопровод (или его участки) должен отвечать требованиям нормативной документации РІ части обеспечения проходимости средств диагностики. РўСЂСѓР±РѕРїСЂРѕРІРѕРґ (или его участки), РЅРµ отвечающий требованиям контролепригодности, должен доводиться РћРђРћ РњРќ (или его филиалами) РґРѕ требуемого СѓСЂРѕРІРЅСЏ. 5.2.7 Подрядчик, выполняющий диагностирование РњРќ, Р·Р° 10-30 дней РґРѕ планируемого начала работ должен письменно уведомить РћРђРћ РњРќ Рѕ своей готовности Рє проведению внутритрубной диагностики. 5.2.8 РћРђРћ РњРќ должно предоставить подрядчику паспортные данные РїРѕ трубопроводу (или его участкам), представляемому Рє внутритрубному диагностированию, информацию Рѕ режимах его работы Рё РґСЂСѓРіРёРµ необходимые данные РІ соответствии СЃ нормативной документацией. 5.2.9 Р’СЃРµ работы, связанные СЃ запасовкой, РїСѓСЃРєРѕРј, приемом Рё извлечением Р’РРЎ, должны проводиться работниками филиалов РћРђРћ РњРќ РїРѕРґ руководством ответственного специалиста, назначаемого приказом РїРѕ филиалу РћРђРћ РњРќ, Рё РїРѕРґ наблюдением специалистов подрядчика. 5.2.10 РџРѕ результатам внутритрубной диагностики подрядчик должен представить РІ РћРђРћ РњРќ технический отчет, подписанный руководством его предприятия Рё заверенный печатью, РІ СЃСЂРѕРєРё согласно условиям РґРѕРіРѕРІРѕСЂР°. 5.2.11 Отчет РїРѕ результатам внутритрубной диагностики должен содержать информацию Рѕ всех дефектах, информацию Рѕ дефектах требующих ремонта Рё дефектах подлежащих первоочередному ремонту. Р’ отчете должны быть приведены данные Рѕ местоположении каждого дефекта относительно точек-ориентиров Рё поперечных сварных швов. 5.2.12 Технические отчеты РїРѕ результатам диагностирования должны храниться РІ РћРђРћ РњРќ РІ течение всего СЃСЂРѕРєР° эксплуатации РњРќ РІ РІРёРґРµ базы данных дефектов, обновляемой РЅРµ позднее 10-дневного СЃСЂРѕРєР° РїРѕ результатам проведения ремонта участка нефтепровода Рё повторных диагностических обследований. 5.2.13 Организация Рё проведение диагностирования РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРіРѕ состояния подземных трубопроводов, изоляционных покрытий Рё средств РРҐР— должны соответствовать требованиям, изложенным РІ разделе 8 настоящих Правил. 5.2.14 РќР° основании результатов диагностирования РћРђРћ РњРќ должны планировать первоочередные мероприятия РїРѕ предотвращению разрушения трубопроводов, Р° также СЃСЂРѕРєРё Рё объемы работ РїРѕ ремонту линейной части РњРќ РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, указанном РІ главе 6 настоящих Правил. 5.3 Диагностирование оборудования РќРџРЎ5.3.1 Оборудование РќРџРЎ подвергается техническому диагностированию СЃ целью обеспечения его надежности Рё безопасности. Задачами технического диагностирования являются: - определение технического состояния оборудования, РІ том числе обнаружение Рё классификация дефектов (отказов), РїСЂРѕРіРЅРѕР· РёС… развития; - определение остаточного ресурса Рё продление СЃСЂРѕРєР° службы оборудования; - определение СЃСЂРѕРєРѕРІ Рё объемов ремонта, необходимости замены или модернизации оборудования. 5.3.2 Номенклатура оборудования, подлежащего диагностированию, определяется РћРђРћ РњРќ. Объем Рё периодичность диагностического контроля устанавливается РІ соответствии СЃ нормативной документацией. Рксплуатацию оборудования Рё систем новых Рё модернизированных РќРџРЎ предпочтительно осуществлять СЃ непрерывным автоматизированным контролем Рё диагностированием РёС… работоспособности РЅР° базе технических средств РљРРџРёРђ, телемеханики Рё РђРЎРЈ. До РІРІРѕРґР° РІ эксплуатацию технических Рё программных средств автоматизированной диагностики допускается оценка технического состояния оборудования СЃ помощью портативных (переносных) РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ. 5.3.3 Определение фактического технического состояния оборудования производится РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ проверки соответствия Рё сравнения текущих значений его параметров СЃ допустимыми Рё базовыми значениями. Допустимые значения параметров, необходимых для оценки технического состояния оборудования, Р° также периодичность проведения планового контроля, назначаемая СЃ учетом фактических показателей надежности, количества РїСѓСЃРєРѕРІ Рё результатов выполненных ранее диагностических Рё ремонтных работ, определяются РІ соответствии СЃ нормативными документами. Базовые значения контролируемых параметров определяются СЃ началом ведения работ РїРѕ диагностике, после РІРІРѕРґР° РЅРѕРІРѕРіРѕ или отремонтированного оборудования РІ эксплуатацию, Р° также после замены узла или детали, которая вызвала изменение контролируемых параметров. 5.3.4 Р’ рамках диагностирования оборудования РќРџРЎ должны проводиться оперативный, плановый Рё неплановый контроль технического состояния. Оперативный (непрерывный) контроль - контроль технического состояния, РїСЂРё котором поступление информации Рѕ контролируемых параметрах РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ постоянно. Р’ объем оперативного диагностического контроля РІС…РѕРґСЏС‚ также технические осмотры объектов РќРџРЎ, которые проводятся согласно графику РІ соответствии СЃ нормативной документацией. Плановый (периодический) контроль - контроль фактического технического состояния оборудования РќРџРЎ РїРѕ параметрам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования, составить РїСЂРѕРіРЅРѕР· его работоспособности. Неплановый контроль - контроль технического состояния оборудования РќРџРЎ, проводимый РІ случае резкого изменения значений постоянно контролируемых параметров, Р° также, если РїРѕ результатам оперативного контроля выносится решение Рѕ предполагаемом развитии дефекта. 5.3.5 Рсточником информации, необходимой для проведения диагностирования Рё анализа причин изменения технического состояния оборудования, являются следующие базы данных: эксплуатационных параметров; отказов Рё наработок; планов Рё результатов проведения диагностирования Рё ремонтов. 5.3.6 Руководство РћРђРћ РњРќ несет ответственность Р·Р° планирование, организацию Рё обеспечение условий безопасного проведения диагностических работ. Ответственность Р·Р° подготовку оборудования Рє проведению диагностирования несут подразделения Рё службы филиалов РћРђРћ РњРќ. 5.3.7 РџРѕ результатам технического диагностирования должно выдаваться заключение Рѕ техническом состоянии оборудования. Формы Рё РїРѕСЂСЏРґРѕРє ведения документации должны быть едиными для всех РћРђРћ РњРќ, обеспечивать возможность оценки технического состояния Рё прогнозирования ресурса оборудования РІ автоматизированном режиме, Р° также определения его показателей надежности СЃ учетом ранее полученной информации. 5.3.8 Параметры, используемые РїСЂРё оценке технического состояния, Р° также результаты диагностирования Рё прогнозирования ресурса должны сохраняться РІ базе данных автоматизированной системы контроля Рё управления РњРќ РЅР° протяжении всего времени эксплуатации однотипного оборудования. 5.3.9 Диагностирование магистральных Рё подпорных насосных агрегатов должно обеспечивать обязательную оценку РёС… технического состояния РїРѕ следующим контролируемым параметрам: напору Рё давлению; потребляемой мощности или коэффициенту полезного действия (РљРџР”) насоса; вибрации; температурам масла, сердечника статора, обмоток ротора Рё статора, подшипников, охлаждающей среды. 5.3.10 Валы насосных агрегатов должны подвергаться РІС…РѕРґРЅРѕРјСѓ Рё плановому дефектоскопическому контролю СЃ учетом наработки Рё количества РїСѓСЃРєРѕРІ РІ соответствии СЃ нормативной документацией. 5.3.11 Методы Рё средства, применяемые для оценки технического состояния арматуры, должны обеспечивать: - контроль внешней Рё внутренней герметичности; - выявление дефектов РІ материале РєРѕСЂРїСѓСЃР°, сварных швах, уплотнении Рё элементах штока; - контроль работоспособности редуктора, электропривода, аппаратуры РїСѓСЃРєР° Рё остановки, концевых Рё моментных выключателей. 5.3.12 Для определения фактического технического состояния технологических трубопроводов, должны производиться ревизия, испытания (РІ рамках планового контроля) Рё надзор РІ соответствии СЃ нормативными документами. 5.3.13 РќР° основании результатов технического диагностирования оборудования РќРџРЎ должны определяться объемы Рё СЃСЂРѕРєРё работ РїРѕ ремонту оборудования РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, указанном РІ разделе 6 настоящих Правил. 5.3.14 Оборудование РќРџРЎ, отработавшее назначенный СЃСЂРѕРє службы (назначенный ресурс), подлежит техническому освидетельствованию СЃ целью определения возможности Рё условий его дальнейшей эксплуатации или списания. Результаты технического освидетельствования оборудования, отработавшего ресурс или СЃСЂРѕРє службы, должны доводиться РґРѕ сведения территориального органа Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё. Объем Рё периодичность технического обслуживания Рё ремонта оборудования РќРџРЎ РІ течение дополнительного СЃСЂРѕРєР° службы должны устанавливаться РїРѕ результатам технического освидетельствования. 5.4 Диагностирование стальных резервуаров5.4.1 Диагностирование резервуаров должно проводиться РІ соответствии СЃ требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров РњРќ Рё нефтебаз Рё нормативной документации. Периодичность диагностирования: - частичное - РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 5 лет; - полное - РѕРґРёРЅ раз РІ 10 лет. 5.4.2 Для резервуаров, отработавших расчетный СЃСЂРѕРє службы или прошедших капитальный ремонт, периодичность диагностирования составляет соответственно 4 РіРѕРґР° Рё 8 лет. 5.4.3 Первоочередному диагностическому обследованию должны подвергаться резервуары: - находящиеся РІ аварийном состоянии или РІ состоянии ремонта после аварии; - изготовленные РёР· кипящих сталей Рё сваренные электродами СЃ меловой обмазкой; - находящиеся РІ эксплуатации более 20 лет; - РІ которых хранятся высококоррозионные РїРѕ отношению Рє металлу несущих конструкций продукты. 5.4.4 Частичное диагностирование должно проводиться без вывода резервуаров РёР· эксплуатации, полная - после вывода резервуаров РёР· эксплуатации, РёС… опорожнения, очистки Рё дегазации. 5.4.5 Перечень работ, выполняемых РїСЂРё диагностировании резервуаров, Р° также РїРѕСЂСЏРґРѕРє РёС… выполнения определяется РІ соответствии СЃ требованиями нормативной документации. 5.4.6 РџРѕ результатам диагностирования исполнителями должен составляться отчет, РІ котором приводится оценка технического состояния резервуара Рё рекомендации РїРѕ устранению обнаруженных дефектов. 5.4.7 РќР° основании диагностирования резервуаров должен составляться график ремонта (РІ С‚.С‡. капитального), который утверждается руководством РћРђРћ РњРќ (или его филиала). 5.4.8 Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара должна проводиться РЅР° основании результатов полного диагностирования, условий эксплуатации, статистики отказов Рё РґСЂСѓРіРёС… факторов, снижающих его надежность РїСЂРё эксплуатации. 5.4.9 Критерием для полной отбраковки резервуара является неудовлетворительное качество металла РїРѕ механическим свойствам, РїРѕ РёР·РЅРѕСЃСѓ Рё экономическая нецелесообразность проведения ремонта. 6 РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ РќРђ ОБЪЕКТАХ РњРђР“РСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ6.1 Оценка технического состояния оборудования Рё сооружений магистральных нефтепроводов6.1.1 Оценка технического состояния линейной части РњРќ, выбор РІРёРґР° Рё СЃРїРѕСЃРѕР±Р° ремонта должны проводиться РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ результатов комплексных обследований. 6.1.2 Р’ состав комплексных обследований РІС…РѕРґРёС‚: - диагностическое обследование линейной части магистральных нефтепроводов (ЛЧ РњРќ) СЃ применением Р’РРЎ РІ соответствии СЃ 5.1.10; - дефектоскопия стенки трубопровода или сварных стыков СЃ применением акустико-эмиссионных, ультразвуковых методов; - анализ изменений защитного потенциала трубопровода Р·Р° период эксплуатации; - определение технического состояния изоляции; - анализ статистических данных аварийности; - оценка загруженности РњРќ. 6.1.3 РџРѕ результатам анализа комплексных обследований Рё обработки данных проводится: - уточнение местоположения дефектного участка нефтепровода; - планирование мероприятий РїРѕ предотвращению возможного разрушения трубопровода; - выбор РІРёРґР° Рё метода ремонта, определение объемов работ Рё СЃСЂРѕРєРѕРІ его проведения РІ зависимости РѕС‚ характера дефектов СЃ учетом его загруженности РЅР° рассматриваемый период Рё РІ перспективе. 6.1.4 Оценка технического состояния объектов РќРџРЎ, резервуаров, технологических трубопроводов должна проводиться РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ анализа результатов комплексной диагностики, выполненных согласно требованиям раздела 5 настоящие Правил. 6.2 Определение РІРёРґР° ремонтных работ6.2.1 РќР° основании результатов оценки технического состояния планируются следующие РІРёРґС‹ ремонта или реконструкции нефтепровода: Р°) ремонт коротких участков СЃ вырезкой дефектных мест или труб СЃ монтажом катушек или секций труб; Р±) выборочный ремонт коротких участков нефтепровода СЃ ремонтом стенки трубы Рё сварочных швов СЃ восстановлением несущей способности труб (ремонт без вырезки) Рё заменой изоляции; РІ) ремонт протяженных участков нефтепровода СЃ ремонтом стенки трубы Рё сварочных швов Рё заменой изоляции (сплошная замена изоляции РїРѕ действующим технологиям); Рі) ремонт нефтепровода СЃ заменой отдельных участков или всего нефтепровода. Каждому РІРёРґСѓ ремонта должен соответствовать метод (технология) ремонта, который устанавливается нормативным документом. 6.2.2 Планирование очередности работ РїРѕ ремонту Рё предотвращению возможных разрушений трубопровода проводится РІ зависимости РѕС‚ характера Рё степени опасности дефектов, СЃ учетом технического состояния нефтепровода. 6.2.3 Для оборудования нефтеперекачивающих станций предусматриваются следующие РІРёРґС‹ ремонта: - технические осмотры; - техническое обслуживание (РўРћ); - ремонт, выполняемый РїРѕ фактическому техническому состоянию (текущий, средний, капитальный) или плановый РїСЂРё выборе системы РџРџР ; - неплановый (аварийно-восстановительный) ремонт; - регламентные работы. 6.2.4 РџРѕ результатам оценки технического состояния оборудования объектов Рё сооружений РњРќ, РћРђРћ РњРќ Рё его филиалами определяются РІРёРґС‹ ремонта или принимается решение РѕР± РёС… списании или замене. 6.3 Организация производства ремонтных работ РЅР° объектах магистральных нефтепроводов6.3.1 Планирование работ РїРѕ ремонту нефтепровода проводится РІ зависимости РѕС‚ характера Рё степени опасности дефектов, СЃ учетом заключения Рѕ техническом состоянии сооружений Рё оборудования РњРќ. 6.3.2 Производство основных ремонтных работ должно начинаться после выполнения РћРђРћ РњРќ Рё его филиалами организационных Рё подготовительных мероприятий, приемки подрядчиком трассы ремонтируемого участка нефтепровода РїРѕРґ ремонт Рё письменного разрешения руководства РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов РЅР° производство работ. 6.3.3 Текущий ремонт линейной части выполняется, как правило, совместно СЃ техническим обслуживанием трубопровода РїРѕ утвержденному графику. 6.3.4 Капитальный ремонт нефтепровода должен проводиться РІ соответствии СЃ нормативной документацией специализированными организациями. 6.3.5 Капитальный ремонт должен выполняться РІ соответствии СЃ рабочим проектом, разработанным проектной организацией, имеющей лицензию, Рё проектом производства работ, разработанным организацией, выполняющей ремонт, утверждаемым руководством РћРђРћ Рё его филиалов. 6.3.6 Рабочий проект РЅР° капитальный ремонт РњРќ разрабатывается РЅР° основании технического задания РЅР° проектирование СЃ учетом требований РЎРќРёРџ 2.05.06, РЎРќРёРџ 3.01.01, Правил капитального ремонта РњРќ Рё настоящих Правил Рё согласовывается СЃ владельцами сооружений технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР°. Техническое задание РЅР° ремонт, реконструкцию объектов РњРќ должно предусматривать достижение, РІ результате проводимых работ, показателей Рё характеристик объекта, РЅРµ ниже чем определенные первоначальным проектом его строительства (проектного рабочего давления Рё производительности РњРќ, нормативно установленного заглубления РњРќ, проектного СѓСЂРѕРІРЅСЏ взлива резервуаров Рё С‚.Рґ.). 6.3.7 Выборочный капитальный ремонт участков нефтепровода СЃ дефектами, подлежащими удалению, должен выполняться путем замены дефектного участка РЅР° новый РІ соответствии СЃ действующими нормативными документами. 6.3.8 Выборочный капитальный ремонт без остановки перекачки нефти может выполняться РїСЂРё давлении РЅРµ более 2,5 РњРџР° без подъема трубопровода, СЃ сохранением его положения РІ траншее, согласно требованиям нормативных документов для конкретного метода ремонта. 6.3.9 Ремонт СЃ устранением дефектов трубы Рё сварочных швов Рё заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт СЃ заменой изоляции) может проводиться без остановки перекачки нефти РїСЂРё давлении РЅРµ более 2,5 РњРџР° РїРѕ следующим технологиям: - СЃ подъемом трубопровода РІ траншее для нефтепроводов диаметром 219-720 РјРј; - СЃ подъемом Рё укладкой трубопровода диаметром 219-720 РјРј РЅР° лежки РІ траншее; - без подъема трубопровода СЃ сохранением его положения для диаметров 820-1220 РјРј. Ремонт трубопровода должен проводиться РїРѕ специально разработанным Рё утвержденным РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ технологиям. 6.3.10 Ремонт СЃ заменой участков трубопровода может производиться следующими методами: - укладкой РІ совмещенную траншею РІРЅРѕРІСЊ прокладываемого участка трубопровода СЂСЏРґРѕРј СЃ заменяемым СЃ последующим демонтажем последнего; - укладкой РІ отдельную траншею РІ пределах существующего технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР° коммуникаций РІРЅРѕРІСЊ прокладываемого участка трубопровода СЃ последующим вскрытием Рё демонтажем заменяемого; - демонтажем заменяемого трубопровода Рё укладкой РІРЅРѕРІСЊ прокладываемого трубопровода РІ прежнее проектное положение. 6.3.11 Производство ремонтных работ СЃ заменой всего трубопровода Рё реконструкцией нефтепровода должно выполняться РІ соответствии СЃ технологиями Рё требованиями, предусмотренными РЎРќРёРџ 2.05.06, РЎРќРёРџ III-42, РґСЂСѓРіРёС… нормативных документов Рё настоящих Правил. 6.3.12 Работы РїРѕ капитальному ремонту объектов РњРќ (газоэлектросварочные, строительно-монтажные, земляные, работы РЅР° высоте, вблизи линий электропередач, РЅР° подводных переходах, СЃ применением энергии взрыва, СЃ использованием автотракторной техники Рё грузоподъемных механизмов Рё РґСЂ.) относятся Рє работам повышенной опасности Рё должны проводиться РІ соответствии СЃ нормативными документами, регламентами, инструкциями Рё проектной документацией, СЃ оформлением нарядов-РґРѕРїСѓСЃРєРѕРІ, актов Рё РґСЂСѓРіРёС… документов, СЃ назначением ответственных лиц Р·Р° подготовку, организацию Рё проведение работ Рё обеспечение мер безопасности. 6.3.13 Перед началом ремонтных работ заказчик Рё подрядчик должны поставить РІ известность владельцев сооружений технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР° Рѕ начале Рё сроках проведения работ РїРѕ капитальному ремонту. 6.3.14 Для осуществления технического надзора Р·Р° качеством ремонта, соблюдением технологического режима Рё приемкой выполненных работ приказом РїРѕ РћРђРћ РњРќ Рё его филиалам назначается лицо РёР· числа специалистов технических служб, аттестованных для проведения таких работ. Для этих целей также РјРѕРіСѓС‚ быть привлечены специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию. 6.3.15 Текущий ремонт запорной арматуры Рё механического оборудования линейных сооружений нефтепровода может выполняться подразделениями аварийно-восстановительной службы. Капитальный ремонт - специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии. 6.3.16 Ремонт электротехнических установок, Р›РРџ, оборудования Рё устройств РРҐР—, систем телемеханики линейной части должен выполняться специализированными службами. 6.3.17 РЎ целью безопасности производства работ участки, примыкающие Рє задвижкам, тройникам, отводам, следует ремонтировать отдельно РѕС‚ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ потока работ. 6.3.18 РџСЂРё ремонте СЃ восстановлением толщины стенки нефтепровода сварочные работы необходимо выполнять СЃ соблюдением требований нормативной документации. 6.3.19 Р’ процессе капитального ремонта СЃ заменой труб РїСЂРё производстве сварочно-монтажных работ следует соблюдать требования Р’РЎРќ 006-89 Рё РґСЂСѓРіРѕР№ нормативной документации. 6.3.20 РўРёРї защитных покрытий Рё конструкций изоляционных покрытий выбирается РІ зависимости РѕС‚ условий РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕР№ активности грунтов, диаметра трубопровода Рё РґСЂСѓРіРёС… условий Рё должен определяться проектной документацией или проектом производства работ РЅР° капитальный ремонт трубопровода Рё РІ соответствии СЃ требованиями ГОСТ Р 51164. 6.3.21 РџСЂРё проведении технологических операций следует проводить пооперационный контроль качества выполняемых работ согласно требованиям Правил капитального ремонта РњРќ. 6.3.22 Применение энергии взрыва РїСЂРё монтажных Рё демонтажных работах (вырезка "катушки" Рё С‚.Рґ.), РїСЂРё капитальном ремонте должно осуществляться РІ соответствии СЃ Правилами безопасности РїСЂРё эксплуатации РњРќ, Едиными правилами безопасности РїСЂРё взрывных работах. Рнструкцией Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ хранения, использования Рё учета взрывчатых материалов Рё РґСЂСѓРіРёРјРё нормативными документами. 6.3.23 Проектная, исполнительно-техническая, нормативная Рё оперативная документация РїСЂРё капитальном ремонте должна разрабатываться, создаваться Рё вестись РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ нормативных документов Рё настоящих Правил. Организация ремонтных работ оборудования РќРџРЎ 6.3.24 Выбор типа системы технического обслуживания Рё ремонта - РїРѕ фактическому техническому состоянию или системы РџРџР , должен определяться РћРђРћ РњРќ. 6.3.25 Диагностика оборудования должна выполняться СЃ периодичностью Рё РІ рамках, установленных нормативной документацией Рё раздела 5 настоящих Правил. Объем Рё момент начала ремонта определяется фактическим техническим состоянием оборудования. 6.3.26 Оперативность восстановления работоспособности должна устанавливаться РІ зависимости РѕС‚ степени влияния оборудования РЅР° режим Рё технологию перекачки. 6.3.27 Ответственность Р·Р° подготовку оборудования Рє ремонту Рё его передачу РІ ремонт, контроль качества ремонта СЃ применением средств технической диагностики, приемки РёР· ремонта, Р° также контроль своевременного Рё правильного заполнения ремонтной документации возлагается РЅР° руководителей соответствующих служб РќРџРЎ. 6.3.28 Ремонт оборудования РќРџРЎ должен осуществляться эксплуатационно-ремонтным персоналом или организацией, имеющей лицензию РЅР° производство ремонтных работ РЅР° РќРџРЎ. 6.3.29 Оборудование после ремонта считается принятым РІ эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения обкатки (испытаний) РІ рабочем режиме РІ течение: - 8 часов - после выполнения ремонтных работ РІ объеме текущего ремонта; - 72 часов - после выполнения ремонтных работ РІ объеме среднего Рё капитального ремонта. 6.3.30 Для оборудования, прошедшего капитальный ремонт, должны быть определены СЃСЂРѕРєРё следующего диагностирования, послеремонтный гарантийный СЃСЂРѕРє или послеремонтная гарантийная наработка РІ соответствии СЃ нормативным документами. 6.3.31 Документация технического обслуживания Рё ремонта оборудования РќРџРЎ должна содержать: - графики планового ремонта, технического обслуживания, планового диагностирования Рё регламентных остановок для каждого РІРёРґР° оборудования; - журнал учета ремонтов Рё РўРћ, РІ котором должны быть указаны: дата проведения РўРћ или ремонта, РІРёРґ ремонта или РўРћ, наработка между ремонтами или РўРћ, время простоя оборудования, ответственный исполнитель; - журнал учета проведения диагностирования Рё регламентных остановок для системы РўРћР РїРѕ фактическому техническому состоянию, который должен содержать: дату диагностирования Рё регламентной остановки, диагностируемые параметры, РёС… значения (допустимые Рё реальные), решение Рѕ работоспособности, предполагаемый Рё выполненный объем ремонта, ответственный исполнитель планового диагностирования Рё регламентной остановки; - бланки нарядов-РґРѕРїСѓСЃРєРѕРІ РЅР° производство ремонтных Рё диагностических работ; - акты сдачи Рё приемки РёР· ремонта оборудования; - акты результатов планового диагностирования Рё регламентных остановок. Перечень, формы Рё СЃСЂРѕРєРё представления отчетной документации определяются предприятием, эксплуатирующим оборудование РќРџРЎ. 6.3.32 Техническое обслуживание Рё ремонт оборудования РџРќР‘, РЎРЎРќ, РџРџРќ должны проводиться РІ соответствии СЃ требованиями настоящего раздела. Организация Рё производство ремонтных работ резервуаров 6.3.33 Организация Рё производство ремонтных работ резервуаров должны выполняться РІ соответствии СЃ требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров РњРќ. 6.3.34 Капитальный ремонт резервуаров должен проводиться РїРѕ индивидуальному проекту производства работ, разработанному РїРѕРґСЂСЏРґРЅРѕР№ организацией. Основанием для разработки ППРкапитального ремонта служит утвержденная дефектная ведомость. 6.3.35 Текущий ремонт резервуаров должен проводиться РІ соответствии СЃ утвержденным РћРђРћ РњРќ Рё его филиалами графиком. Объем работ, выполняемых РїСЂРё текущем ремонте определяется РІ соответствии СЃ оценкой технического состояния резервуара Рё его оборудования РЅР° основании результатов диагностики, Р° также РІ соответствии СЃ действующими правилами, техническими инструкциями Рё технической документацией заводов-изготовителей оборудования. 6.3.36 Ремонт резервуаров СЃ применением огневых работ должен проводиться после подготовки резервуаров. 6.3.37 Подготовка резервуаров Рє ремонту СЃ применением огневых работ должна включать РІ себя следующие операции: - откачку нефти РёР· резервуара; - предварительную дегазацию; - очистку; - РјРѕР№РєСѓ; - окончательную дегазацию. 6.3.38 РќР° подготовку резервуаров Рє ремонту должен составляться проект организации работ (РџРћР ), который включает РІ себя: РїРѕСЂСЏРґРѕРє проведения подготовительных работ СЃ учетом конкретных условий, меры РїРѕ охране труда, СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ контроля взрывопожароопасности. ПОРдолжен быть утвержден руководством филиала РћРђРћ Рё согласовывается СЃ вневедомственной пожарной охраной предприятия или местными инспекциями территориальных подразделений ГПС РњР’Р” Р Р¤. 6.3.39 Перечень работ Рё РїРѕСЂСЏРґРѕРє РёС… выполнения РїСЂРё контроле качества ремонта резервуаров должны соответствовать требованиям РЎРќРёРџ III-18 Рё РґСЂСѓРіРѕР№ нормативной документации. 6.3.40 Перед РІРІРѕРґРѕРј РІ эксплуатацию резервуара должно проводиться гидравлическое испытание РЅР° прочность Рё герметичность. 6.3.41 Резервуар после ремонта должен приниматься РІ эксплуатацию комиссией, назначаемой руководством РћРђРћ РњРќ или его филиалами. РђРєС‚ РЅР° приемку резервуара должен оформляться РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ Рё утверждается главным инженером РћРђРћ РњРќ или его филиалов. 6.4 Вывод РёР· эксплуатации - содержание РІ безопасном состоянии, консервация, расконсервация Рё демонтаж оборудования объектов магистральных нефтепроводов6.4.1 Для сохранения исправности Рё работоспособности оборудования объектов магистрального нефтепровода, временно выведенного РёР· эксплуатации, должен быть проведен комплекс мероприятий Рё организовано техническое обслуживание недействующего объекта. 6.4.2 Продолжительность периода, РЅР° который оборудование объектов РњРќ выводится РёР· эксплуатации, условия нахождения РІ резерве (консервация или содержание РІ безопасном состоянии) должны устанавливаться РћРђРћ РњРќ. 6.4.3 Консервации, содержании РІ безопасном состоянии подлежит исправное оборудование, прошедшее предварительное освидетельствование, диагностику, дефектоскопию СЃ целью определения остаточного ресурса Рё целесообразности консервации. 6.4.4 РќР° выполнение работ РїРѕ консервации, содержании РІ безопасном состоянии объектов нефтепровода, РќРџРЎ, РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ разрабатывается проектная документация, РІ состав которой должны входить: - рабочая программа РїРѕ консервации (демонтажу); - декларация промышленной безопасности РЅР° объект нефтепровода РІ состоянии консервации или содержании РІ безопасном состоянии; - документ (инструкция) РїРѕ техническому обслуживанию законсервированных объектов нефтепроводов или РёС… содержании РІ безопасном состоянии; - план ликвидации возможных аварий Рё план тушения пожаров РЅР° законсервированном участке нефтепровода (РІ случае применения горючих веществ РІ качестве консервантов); - технико-экономическое обоснование рабочей программы РїРѕ консервации, выбору консервантов Рё содержании РІ безопасном состоянии; - РґСЂСѓРіРёРµ документы РІ зависимости РѕС‚ характеристики объекта. 6.4.5 Рабочая программа должна включать перечень предполагаемых организационных Рё технических мероприятий, РїРѕСЂСЏРґРѕРє Рё методы РёС… выполнения, состав Рё объемы работ, требования РїРѕ пожарной безопасности, охране труда Рё экологической безопасности. Р’ рабочей программе должны быть предусмотрены РІРѕРїСЂРѕСЃС‹ документального оформления всех проводимых работ, РїРѕСЂСЏРґРѕРє контроля Рё отчетность РІ процессе РёС… выполнения, СЃСЂРѕРєРё выполнения. 6.4.6 РЎ целью поддержания оборудования выведенных РёР· эксплуатации объектов нефтепровода РІ исправном состоянии РІ течение всего СЃСЂРѕРєР° необходимо выполнять работы РїРѕ РёС… техническому обслуживанию Рё ремонту. РќР° предприятии должна быть разработана инструкция, устанавливающая РїРѕСЂСЏРґРѕРє выполнения работ РїРѕ техническому обслуживанию Рё ремонту законсервированного Рё содержащегося РІ безопасном состоянии оборудования объектов магистральных нефтепроводов СЃ учетом требований нормативной Рё руководящей документации Рё соответствующих разделов настоящих Правил. 6.4.7 Для выполнения расконсервации оборудования Рё РІРІРѕРґР° его РІ действие должна составляться рабочая программа СЃ указанием перечня работ, РїРѕСЂСЏРґРєР° Рё СЃСЂРѕРєРѕРІ РёС… выполнения. Программа утверждается главным инженером РћРђРћ РњРќ. 6.4.8 РџСЂРё РІРІРѕРґРµ оборудования объектов РњРќ РІ эксплуатацию должна проводиться ревизия, проверка, обкатка Рё испытания РІ соответствии СЃ требованиями нормативных документов Рё инструкций заводов-изготовителей. 6.4.9 После подконтрольной эксплуатации оборудования объектов РњРќ РІ течение 72 часов должен составляться акт Рѕ РІРІРѕРґРµ его РІ действие СЃ приложением перечня выполненных работ, который утверждается РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 6.4.10 Для выполнения работ РїРѕ демонтажу оборудования объектов магистральных нефтепроводов должна быть разработана проектная документация РЅР° демонтаж. РќР° основании проектной документации составляется план мероприятий РїРѕ демонтажу, включающий состав Рё объемы работ, методы Рё СЃСЂРѕРєРё РёС… выполнения, исполнителей Рё ответственных. Проект РЅР° демонтаж, организация работ РїРѕ демонтажу объектов Рё оборудования РњРќ должны выполняться СЃ учетом требований нормативных документов. 7 РЛЕКТРОСНАБЖЕНРР• ОБЪЕКТОВ РњРђР“РСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ7.1 Общие положения7.1.1 РџРѕСЂСЏРґРѕРє организации эксплуатации электрохозяйства, входящего РІ состав магистрального нефтепровода, определяется Положением, утвержденным руководителем РћРђРћ РњРќ. 7.1.2 Рлектрослужба организует эксплуатацию: - электродвигателей напряжением 0,22-10 РєР’ (Р·Р° исключением двигателей следящих Рё регулирующих систем, РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ, ЦПУ, РР’Рњ, кондиционеров, холодильных агрегатов, стартерных); - силовых, разделительных Рё регулировочных трансформаторов напряжением РґРѕ 220 РєР’ (Р·Р° исключением встроенных РІ технологическое оборудование); - линий электропередач (воздушных, кабельных) напряжением РґРѕ 220 РєР’; - кабельных линий цепей управления Рё защиты, Р·Р° исключением входящих РІ систему автоматики, телемеханики, вычислительных центров; - концевых выключателей задвижек, РЅРµ входящих РІ системы автоматики РњРќ; - распределительных Рё понижающих подстанций, трансформаторных пунктов, силовых Рё осветительных щитов, шкафов, СЃР±РѕСЂРѕРє, ЩСУ; - оборудования распределительных устройств напряжением РґРѕ 220 РєР’; - подстанционных аккумуляторных батарей Рё устройств, обеспечивающих РёС… работу; - электрооборудования Рё генераторов стационарных Рё передвижных электростанций; - электротехнических устройств Рё электропроводки производственных Рё коммунально-бытовых помещений, находящихся РЅР° балансе организации; - устройств молниезащиты, заземления Рё защиты РѕС‚ статического электричества стационарных установок, Р·Р° исключением конструкционных узлов РёС… подключения Рє защищаемым объектам; - РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ измерений (стационарных Рё переносных), технического контроля Рё учета электроэнергии; - оборудования Р’Р§-СЃРІСЏР·Рё РїРѕ проводам Р’Р›-6-220 РєР’; - вспомогательных систем, инженерных сооружений Рё устройств, размещенных РІ распредустройствах Рё подстанциях, предназначенных для РёС… нормального функционирования (Р·Р° исключением стационарных средств пожаротушения). Рксплуатация электроустановок напряжением 500 РєР’ осуществляется РїРѕ специальным правилам. 7.1.3 Рксплуатация электроустановок организуется специалистом - лицом, ответственным Р·Р° электрохозяйство, Рё осуществляется специально обученным электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификационную РіСЂСѓРїРїСѓ РїРѕ электробезопасности. 7.1.4 Рксплуатация электроустановок ведется РІ соответствии СЃ требованиями: - Правил эксплуатации электроустановок потребителей; - Правил техники безопасности РїСЂРё эксплуатации электроустановок; - Правил устройства электроустановок; - Объема Рё РЅРѕСЂРј испытания электрооборудования; - Положения Рѕ системе технического обслуживания Рё ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов; - Правил учета электрической энергии; - Положения РѕР± электрослужбе; - должностных Рё производственных инструкций для электроперсонала; - инструкций заводов-изготовителей оборудования. 7.1.5 Границы обслуживания Рё ответственности Р·Р° эксплуатацию устройств, оборудования Рё сетей между электрослужбой Рё РґСЂСѓРіРёРјРё технологическими службами устанавливаются положением, утверждаемым руководителем предприятия. Границы раздела обслуживания Рё разграничение балансовой принадлежности Рё эксплуатационной ответственности между электроснабжающими организациями Рё предприятиями РњРќ определяются отдельным документом. 7.2 Рлектроснабжение7.2.1 Рлектроснабжение объектов магистральных нефтепроводов осуществляется РѕС‚ энергоснабжающих организаций, Р° также РѕС‚ собственных стационарных Рё передвижных электростанций Рё должно обеспечивать необходимую категорию надежности электроснабжения электроприемников. 7.2.2 Рлектроснабжение трассовых объектов должно, как правило, осуществляться РѕС‚ трассовых Р’Р›-6-10 РєР’, подключение Рє которым сторонних потребителей РЅРµ допускается. 7.2.3 Проектирование объектов внешнего энергоснабжения ведется РЅР° основании технических условий РЅР° электроснабжение РѕС‚ энергоснабжающей организации; объектов внутреннего электроснабжения - РЅР° основании технологической потребности проектируемого объекта СЃ учетом всех требований Правил устройства электроустановок, РЎРќРёРџ 3.05.05 Рё настоящих Правил. 7.2.4 Категорийность электроснабжения объектов РњРќ устанавливается проектом, РџРЈР Рё Р’РќРўРџ. РќРџРЎ, относящиеся РїРѕ степени надежности электроснабжения Рє 1 категории, должны получать питание РЅРµ менее, чем РїРѕ РґРІСѓРј одноцепным Р’Р› независимо РѕС‚ РёС… протяженности, Р° РќРџРЎ, относящиеся РєРѕ второй категории - РїРѕ РѕРґРЅРѕР№ двухцепной Р’Р›. Подстанции РїСЂРё РќРџРЎ должны обеспечиваться электроэнергией РѕС‚ РґРІСѓС… независимых источников питания. 7.2.5 РџСЂРё несоответствии схемы внешнего электроснабжения категорийности питания отдельных систем Рё устройств РёС… аварийное электроснабжение должно осуществляться РѕС‚ автономной электростанции соответствующей мощности. Запуск электростанции должен осуществляться автоматически. 7.2.6 Проверка работоспособности автоматического запуска автономной электростанции Рё автоматической подачи напряжения потребителю должна проводиться РґРІР° раза РІ РіРѕРґ (осень, весна). Степень готовности автономной электростанции Рє запуску проверяется соответствующими техническими службами через 10 дней, Рѕ чем делается запись РІ журнале осмотра. 7.2.7 РџСЂРё отказах РІ системе электроснабжения руководитель объекта Рё лицо, ответственное Р·Р° эксплуатацию электрохозяйства Рё обслуживающий персонал руководствуются РІ СЃРІРѕРёС… действиях Планом ликвидации аварии. Отказы РІ схемах электроснабжения линейной части РњРќ должны ликвидироваться немедленно, Р° РЅР° период ликвидации повреждения должно быть обеспечено электроснабжение потребителей 1 категории РѕС‚ автономного или РґСЂСѓРіРѕРіРѕ источника электроснабжения. Для электроприемников 2 категории РїСЂРё нарушении электроснабжения РѕС‚ РѕРґРЅРѕРіРѕ РёР· источников допустимы перерывы электроснабжения РЅР° время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной ремонтной бригады. РќР° время ремонта (РЅРѕ РЅРµ более 1 суток) допускается осуществлять питание электроприемников 2 категории РїРѕ РѕРґРЅРѕР№ Р’Р› или РѕС‚ РѕРґРЅРѕРіРѕ трансформатора. 7.2.8 Руководитель объекта отвечает Р·Р° обеспеченность электроустановок аварийным Рё эксплутационным запасом материалов Рё оборудования. 7.2.9 Расследование аварий Рё отказов РІ электроустановках проводится согласно РўРёРїРѕРІРѕР№ инструкции РїРѕ расследованию Рё учету нарушений РІ работе объектов энергетического хозяйства потребителей электрической Рё тепловой энергии. 7.3 Взрывобезопасность7.3.1 Р’ составе технической документации РќРџРЎ должен быть план СЃ указанием (обозначением) категорий помещений Рё зданий РїРѕ взрывопожарной Рё пожарной опасности, категорий наружных установок РїРѕ пожарной опасности, классов взрывоопасных Рё пожароопасных Р·РѕРЅ помещений Рё наружных установок (приложение Р•). План согласовывается Рё утверждается РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. Р—РѕРЅС‹ Рё помещения обозначаются надписями (аншлагами) РЅР° месте. 7.3.2 Запрещается эксплуатация Рё временное использование РІРѕ взрывоопасных зонах электрооборудования, электропроводок, инструмента Рё РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ, РЅРµ соответствующих требованиям РџРЈР Рё СЃ нарушениями элементов взрывозащиты. 7.3.3 Рљ обслуживанию Рё ремонту взрывозащищенного электрооборудования Рё электропроводок РІРѕ взрывоопасных зонах допускается подготовленный электротехнический персонал, имеющий удостоверение РЅР° право обслуживания Рё ремонта оборудования данной категории. 7.3.4 Рљ эксплуатации РІРѕ взрывоопасных зонах допускается электрооборудование, изготовленное РІ соответствии СЃ требованиями государственных стандартов РЅР° взрывозащищенное электрооборудование. Уровень взрывозащиты электрооборудования должен соответствовать требованиям РџРЈР, Р° РІРёРґ взрывозащиты - категории Рё РіСЂСѓРїРїРµ взрывоопасных смесей. Рлектрооборудование, РЅРµ имеющее знаков взрывозащиты, Рє установке Рё эксплуатации РЅРµ допускается. 7.3.5 РќР° импортное электрооборудование должен быть сертификат соответствия взрывозащиты, Р° также разрешение Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё РЅР° его эксплуатацию. 7.3.6 РќР° взрывозащищенное электрооборудование должен быть оформлен паспорт установленной формы. 7.3.7 Ремонт взрывозащищенного электрооборудования должен проводиться РІ соответствии СЃ требованиями нормативных документов. Рлектрические испытания РІРѕ взрывоопасных зонах должны проводиться только приборами РІРѕ взрывозащищенном исполнении, предназначенными для соответствующих взрывоопасных Р·РѕРЅ. Допускается проводить испытания РІРѕ взрывоопасных зонах приборами общего назначения РїСЂРё наличии наряда-РґРѕРїСѓСЃРєР° РЅР° выполнение огневых работ. 7.3.8 Взрывозащищенное электрооборудование Рё электропроводка РІРѕ взрывоопасных зонах должны РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ месяц подвергаться наружному осмотру лицом, ответственным Р·Р° электрохозяйство объекта или назначенным лицом. Результаты осмотра заносятся РІ журнал (паспорт). Рлектродвигатели, светильники Рё распределительные устройства должны регулярно (РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ месяц) очищаться РѕС‚ пыли. 7.3.9 Внеочередные осмотры взрывозащищенного электрооборудования должны проводиться РїСЂРё его отключении защитой. Повторный РІРІРѕРґ РІ работу разрешается только после выявления Рё устранения причины отключения. 7.3.10 РџРѕ окончании ремонта или устранения причины отказа взрывозащищенного электрооборудования объем выполненных работ Рё замеренные параметры взрывозащиты заносятся РІ паспорт эксплуатации данного оборудования. 7.4 Молниезащита Рё защита РѕС‚ статического электричества7.4.1 Здания Рё сооружения РњРќ, оборудование, аппараты, РІРѕР·РґСѓС…РѕРІРѕРґС‹ Рё внутриплощадочные коммуникации РќРџРЎ (ЛПДС) должны быть защищены РѕС‚ прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений Рё статического электричества согласно требованиям РџРЈР Рё действующим нормативным документам. 7.4.2 Приемка РІ эксплуатацию средств молниезащиты, защиты РѕС‚ статического электричества осуществляется согласно проекту РІ комплексе СЃ основными сооружениями. 7.4.3 Контуры заземляющих устройств для электрооборудования Рё электроустановок, как правило, используются Рё для защиты РѕС‚ статического электричества. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного только для защиты РѕС‚ статического электричества РЅРµ должно превышать 100 РћРј. 7.4.4 Для исключения заноса высокого потенциала РїСЂРё однофазных коротких замыканиях РЅР° подстанциях 110 РєР’ Рё выше контур заземления подстанции Рё контур заземления насосной станции должны быть надежно соединены между СЃРѕР±РѕР№. 7.4.5 Для защиты РѕС‚ статического электричества РІСЃРµ сливо-наливные устройства, металлическое оборудование, предназначенное для транспортировки, хранения Рё отпуска нефтепродуктов, подлежат заземлению РіРёР±РєРёРј заземляющим РїСЂРѕРІРѕРґРЅРёРєРѕРј сечением РЅРµ менее 6 РјРј2 Рё должны представлять непрерывную электрическую цепь, которая РІ пределах взрывоопасной Р·РѕРЅС‹ должна быть присоединена Рє контуру заземления через каждые 200-300 метров, РЅРѕ РЅРµ менее, чем РІ РґРІСѓС… точках. 7.4.6 Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводиться 1 раз РІ РіРѕРґ перед началом РіСЂРѕР·РѕРІРѕРіРѕ сезона, Р° также после каждой РіСЂРѕР·С‹, вызвавшей срабатывание устройств релейной защиты. Рмпульсное сопротивление каждого заземлителя РѕС‚ прямых ударов молнии должно быть РЅРµ более 10 РћРј. Осмотр Рё ремонт средств молниезащиты Рё защиты РѕС‚ статического электричества проводится одновременно СЃ осмотром Рё ремонтом электроустановок. 7.4.7 Службы, осуществляющие эксплуатацию узлов подключения, должны контролировать РёС… механическую прочность Рё нести ответственность Р·Р° состояние: - РіРёР±РєРёС… заземляющих РїСЂРѕРІРѕРґРЅРёРєРѕРІ Рё технологического оборудования (плавающих крыш, понтонов резервуаров, сливо-наливных устройств); - перемычек РЅР° воздуховодах, трубопроводах газоуравнительных систем; - заземляющих РїСЂРѕРІРѕРґРЅРёРєРѕРІ Рє технологическому оборудованию, емкостям. 7.4.8 Заземляющие устройства Рё заземлители РЅР° технологических объектах СЃ высокосернистой нефтью подвергаются осмотру СЃРѕ вскрытием РёС… РѕРґРёРЅ раз РІ 4 РіРѕРґР°. 7.4.9 Для обеспечения электростатической безопасности скорость движения нефти РїРѕ приемо-раздаточному патрубку РїСЂРё заполнении резервуаров (емкостей) РЅРµ должна превышать максимально-допустимых значений, установленных документацией РЅР° технологическое оборудование (резервуары, емкости) РІ зависимости РѕС‚ электрофизических свойств нефти, диаметра Рё материала приемо-раздаточного патрубка. Р’ технологических картах РЅР° резервуары (емкости) должны быть приведены значения максимальных расходов, соответствующих максимально-допустимым скоростям РёС… заполнения нефтью. Контроль скорости заполнения резервуаров (емкостей) должен осуществляться операторами РїРѕ СѓСЂРѕРІРЅСЏРј РёС… взлива Р·Р° определенное время. 7.4.10 РџСЂРё наливе нефти РІ железнодорожные цистерны, нефтеналивные СЃСѓРґР° максимальная скорость движения потока нефти РІ приемо-раздаточном патрубке РЅРµ должна превышать 1,2 Рј/СЃ. 7.4.11 Налив нефти РІ железнодорожные цистерны, нефтеналивные СЃСѓРґР°, РґСЂСѓРіРёРµ емкости должен проводиться без разбрызгивания Рё распыления нефти. 7.4.12 РџСЂРё заполнении резервуара (емкости) после окончания строительства или после капитального ремонта скорость движения нефти РІ приемо-раздаточном патрубке РЅРµ должна превышать 1,2 Рј/СЃ РґРѕ полного затопления струи, Р° РІ резервуарах СЃ понтоном или плавающей крышей РґРѕ РёС… всплытия, независимо РѕС‚ диаметра патрубка Рё емкости резервуара. 7.5 Техническая документация7.5.1 Документация РїРѕ эксплуатации, техническому обслуживанию Рё ремонту электроустановок согласно 1.4 Рё 2.2.7 должна включать: - проектно-исполнительную; - нормативную; - оперативную. - приказ Рѕ назначении лица, ответственного Р·Р° электрохозяйство; - должностные инструкции; - производственные инструкции ремонтному Рё дежурному персоналу; - инструкцию Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ ведения технической Рё оперативной документации; - инструкцию РїРѕ расследованию аварий Рё браков РІ работе электроустановок; - журнал проверки знаний РїРѕ РџРРРџ Рё РџРўР‘ Сѓ электротехнического персонала; - журнал проверки знаний РїРѕ технике безопасности Сѓ персонала СЃ РіСЂСѓРїРїРѕР№ 1 РїРѕ электробезопасности; - журнал учета защитных средств; - протоколы испытания защитных средств; - журнал инструктажей РЅР° рабочем месте РїРѕ технике безопасности; - журнал противоаварийных тренировок СЃ дежурным персоналом; - план-график ППРэлектрооборудования, воздушных Рё кабельных сетей; - протоколы РїСѓСЃРєРѕ-наладочных Рё периодических эксплуатационных испытаний электрооборудования, защит, кабельных Рё воздушных линий; - учетно-контрольные карты РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРµ электрооборудование; - акты раздела границ обслуживания СЃ энергоснабжающей организацией Рё между службами; - паспорта РЅР° взрывозащищенное электрооборудование; - утвержденный перечень аварийного Рё эксплуатационного запаса электрооборудования Рё материалов; - журнал РѕР±С…РѕРґРѕРІ Рё осмотров кабельных Рё воздушных линий; - журнал учета аварий Рё браков РІ работе электроустановок; - инструкции РїРѕ эксплуатации, ремонту Рё наладке электрооборудования. - утвержденную оперативную диспетчерскую схему электроснабжения; - оперативный журнал; - журнал дефектов электрооборудования; - журнал релейной защиты Рё автоматики; - карты уставок релейной защиты Рё предохранителей; - суточную ведомость показаний контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё электросчетчиков; - журнал телефонограмм Рё распоряжений; - бланки нарядов (чистые, действующие, закрытые); - бланки переключений (чистые, использованные); - инструкцию РїРѕ производству оперативных переключений; - инструкцию РїРѕ ликвидации аварий РЅР° электроустановках; - инструкцию Рѕ взаимоотношениях дежурного персонала СЃ диспетчерским персоналом энергоснабжающей организации; - СЃРїРёСЃРѕРє лиц, имеющих право единоличного осмотра электроустановки; - СЃРїРёСЃРѕРє лиц, имеющих право РїРѕРґРїРёСЃРё Рё подачи заявок РЅР° вывод РІ ремонт электроустановок; - СЃРїРёСЃРѕРє диспетчеров энергоснабжающей организации Рё каналы СЃРІСЏР·Рё СЃ РЅРёРјРё; - СЃРїРёСЃРѕРє лиц, имеющих право вести оперативные переговоры СЃ диспетчером энергоснабжающей организации; - перечень работ, выполняемых оперативным персоналом РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ текущей эксплуатации; - перечень работ, выполняемых оперативным персоналом РїРѕ распоряжению СЃ записью РІ оперативном журнале; - журнал эксплуатации аккумуляторных батарей; - ведомость электрозащитных средств РІ электроустановке; - ведомость первичных средств пожаротушения; - инструкцию РїРѕ тушению пожара РІ электроустановке. 7.5.4 Документация, указанная РІ 2.2.7, 7.5.2 должна храниться РЅР° рабочем месте ответственного Р·Р° электрохозяйство. Документация, приведенная РІ 7.5.3, должна находиться РЅР° рабочем месте дежурного персонала (РїСЂРё его отсутствии - Сѓ лица, ответственного Р·Р° электрохозяйство). 8 РЛЕКТРОХРРњР—РђР©РРўРђ8.1 Металлические сооружения РњРќ (линейная часть, технологические внутриплощадочные трубопроводы, резервуары, силовые кабели, кабели СЃРІСЏР·Рё) подлежат защите РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё РїРѕРґ действием природных Рё технологических сред Рё РѕС‚ действия блуждающих токов. 8.2 Р’ состав средств защиты металлических сооружений РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё Рё блуждающих токов РІС…РѕРґСЏС‚: - защитные покрытия (лакокрасочные материалы, нефтебитумные покрытия, полимерные пленки Рё материалы); - устройства РїРѕ созданию катодной поляризации РЅР° подземных металлических сооружениях СЃ сопутствующими элементами (анодные заземления, соединительные РїСЂРѕРІРѕРґР° Рё кабели, соединительные перемычки между параллельно проходящими трубопроводами, контрольно-измерительные колонки, электроды сравнения, блоки совместной защиты); - дренажные станции (СДЗ), кабельные линии подключения Рє источнику блуждающих токов. 8.3 Для обеспечения эффективной Рё надежной работы средств электрохимической защиты РІ составе РћРђРћ магистральных нефтепроводов организуется производственная служба РРҐР—. 8.4 Структура, состав, оснащенность службы РРҐР—, определяется положением, утвержденным руководителем РћРђРћ РњРќ. 8.5 Служба РРҐР— организует СЃРІРѕСЋ работу РІ соответствии СЃ графиком РџРџР , требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 9.602, РџРРРџ Рё Правил техники безопасности РїСЂРё эксплуатации электроустановок потребителей Рё Положения Рѕ службе РРҐР— Рё настоящих Правил. 8.6 Квалификационная РіСЂСѓРїРїР° обслуживающего персонала должна соответствовать требованиям Правил техники безопасности РїСЂРё эксплуатации электроустановок потребителей. 8.7 Периодичность проверки работы средств РРҐР—: - РґРІР° раза РІ РіРѕРґ РЅР° установках, обеспеченных дистанционным контролем Рё РЅР° установках протекторной защиты; - РґРІР° раза РІ месяц РЅР° установках, РЅРµ обеспеченных дистанционным контролем; - четыре раза РІ месяц РЅР° установках, находящихся РІ зонах действия блуждающих токов Рё РЅРµ обеспеченных дистанционным контролем. 8.8. РџСЂРё проверке работы установок РРҐР— РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ измерение Рё фиксирование следующих показателей: - напряжения Рё тока РЅР° выходе РЎРљР—, потенциала РІ точке дренажа; - суммарного времени наработки РЎРљР— РїРѕРґ нагрузкой Рё потребление активной энергии Р·Р° прошедший период; - среднечасового тока дренажа Рё защитного потенциала РІ точке дренажа РІ период минимальной Рё максимальной нагрузки источника блуждающих токов; - потенциала Рё тока РІ точке дренажа протекторных установок. Данные показатели фиксируются РІ журнале эксплуатации средств РРҐР—. 8.9 Рзмерение защитных потенциалов РЅР° РњРќ РЅР° всех контрольно-измерительных пунктах проводится РґРІР° раза РІ РіРѕРґ. РџСЂРё этом внеочередные измерения проводятся РЅР° участках, РіРґРµ произошло изменение: - схем Рё режимов работы средств РРҐР—; - режимов работы источников блуждающих токов; - схем прокладки подземных металлических сооружений (укладка новых, демонтаж старых). 8.10 Рлектрохимическая защита должна обеспечивать РІ течении всего СЃСЂРѕРєР° эксплуатации непрерывную РІРѕ времени катодную поляризацию трубопровода РЅР° всем протяжении РЅРµ меньше минимального (РјРёРЅСѓСЃ 0,85 Р’) Рё РЅРµ больше максимального (РјРёРЅСѓСЃ 3,5 Р’) защитных потенциалов (приложение Р–). 8.11 Проектирование новых или реконструкция действующих РЅР° РњРќ средств РРҐР— должны проводиться СЃ учетом условий прокладки (эксплуатации) трубопровода, данных Рѕ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕР№ активности грунтов, требуемого СЃСЂРѕРєР° службы сооружения, технико-экономических расчетов, требований РќР”. 8.12 Приемка РІ эксплуатацию законченных строительством (ремонтом) средств РРҐР— должна проводиться согласно требованиям, указанным РІ разделе 2 настоящих Правил. 8.13 РЎСЂРѕРєРё включения средств электрохимической защиты СЃ момента укладки участков подземного трубопровода РІ РіСЂСѓРЅС‚ должны быть минимальными Рё РЅРµ превышать РѕРґРЅРѕРіРѕ месяца (РїСЂРё ремонтах Рё регламентных работах РЅРµ более 15 суток). Дренажная защита должна включаться РІ работу одновременно СЃ укладкой участка трубопровода РІ РіСЂСѓРЅС‚, РІ Р·РѕРЅРµ действия блуждающих токов. 8.14 Защиту металлических сооружений РњРќ РѕС‚ действия агрессивных составляющих товарной нефти Рё подтоварной РІРѕРґС‹, защиту РѕС‚ внутренней РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё осуществляет служба РРҐР— РћРђРћ РњРќ. 8.15 Контроль Р·Р° сохранностью РЅР° трассе средств РРҐР— должна организовать Рё вести служба эксплуатации линейной части РњРќ. 8.16 РќР° действующих нефтепроводах вскрытие трубопровода, приварку катодных, дренажных выводов Рё РљРРџ должна проводить служба эксплуатации нефтепровода. 8.17 РџСЂРё ремонте нефтепровода СЃ заменой изоляции, восстановление узлов подключения средств РРҐР— (РљРРџ, перемычки, РЎРљР—, СДЗ) Рє трубопроводу должна выполнять организация, ведущая ремонт изоляции, РІ присутствии представителя службы РРҐР—. 8.18 Заключение Рѕ необходимости усиления (ремонта) средств РРҐР— РґРѕ полной замены (ремонта) изоляции трубопровода РЅР° основании электрометрических измерений, визуального осмотра состояния трубопровода Рё изоляции РІ наиболее опасных местах выдается службой РРҐР— (РїСЂРё необходимости привлекаются представители научно-исследовательских организаций). 8.19 После укладки Рё засыпки законченных строительством или ремонтом участков трубопровода РњРќ служба РРҐР— должна провести определение сплошности изоляционного покрытия. РџСЂРё обнаружении искателями повреждения дефектов РІ покрытии - участки СЃ дефектами должны быть вскрыты, изоляция отремонтирована. 8.20 Для контроля Р·Р° состоянием защитного покрытия Рё работой средств РРҐР— каждый магистральный трубопровод должен быть оснащен контрольно-измерительными пунктами: - РЅР° каждом километре нефтепровода; - РЅРµ реже 500 Рј РїСЂРё прохождении нефтепровода РІ Р·РѕРЅРµ действия блуждающих токов или наличия грунтов СЃ высокой РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕР№ активностью; - РЅР° расстоянии 3-С… диаметров трубопровода РѕС‚ точек дренажа установок РРҐР— Рё РѕС‚ электрических перемычек; - Сѓ водных Рё транспортных переходов СЃ обеих сторон границы перехода; - Сѓ задвижек; - Сѓ пересечений СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё металлическими подземными сооружениями; - РІ Р·РѕРЅРµ культурных Рё орошаемых земель (арыки, каналы, искусственные образования). РџСЂРё многониточной системе трубопроводов РљРРџ должны установить РЅР° каждом трубопроводе РЅР° РѕРґРЅРѕРј поперечнике. 8.21 РќР° РІРЅРѕРІСЊ построенных Рё реконструируемых РњРќ должны быть установлены электроды для контроля Р·Р° уровнем поляризационного потенциала Рё для определения скорости РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё без защиты. 8.22 Комплексное обследование РњРќ СЃ целью определения состояния противокоррозионной защиты должно проводиться РЅР° участках высокой РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕР№ опасности РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 5 лет, Р° РЅР° остальных участках - РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 10 лет РІ соответствии СЃ нормативными документами. 8.23 РџСЂРё комплексном обследовании противокоррозионной защиты трубопроводов должно быть определено состояние изоляционного покрытия (сопротивление изоляции, места нарушения ее сплошности, изменение ее физико-механических свойств Р·Р° время эксплуатации), степень электрохимической защиты (наличие защитного потенциала РЅР° всей поверхности трубопровода) Рё РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРµ состояние (РїРѕ результатам электрометрии, шурфовки). 8.24 РџРѕ всем РњРќ РЅР° РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕ-опасных участках трубопроводов Рё РЅР° участках, имеющих минимальные значения защитных потенциалов дополнительные измерения защитных потенциалов должны проводиться СЃ помощью выносного электрода сравнения, РІ том числе СЃ использованием метода отключения, непрерывно или СЃ шагом РЅРµ более 10 Рј РЅРµ менее РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 3 РіРѕРґР°, РІ период максимального увлажнения грунта, Р° также дополнительно РІ случаях изменения режимов работы установок катодной защиты Рё РїСЂРё изменениях, связанных СЃ развитием системы электрохимической защиты, источников блуждающих токов Рё сети подземных трубопроводов СЃ целью оценки степени катодной защищенности Рё состояния изоляции трубопровода. 8.25 Противокоррозионное обследование должно проводиться производственными лабораториями РРҐР— РїСЂРё РћРђРћ РњРќ или силами специализированных организаций, имеющих лицензии Госгортехнадзора РЅР° проведение данных работ. 8.26 Р’СЃРµ обнаруженные РїСЂРё обследовании повреждения защитного покрытия должны быть точно привязаны Рє трассе нефтепровода, учтены РІ эксплуатационной документации Рё устранены РІ запланированные СЃСЂРѕРєРё. 8.27 Рлектрохимическая защита кожухов трубопроводов РїРѕРґ авто- Рё железными дорогами выполняется самостоятельными защитными установками (протекторами). Р’ процессе эксплуатации трубопровода следует проводить контроль наличия электрического контакта между кожухом Рё трубопроводом. РџСЂРё наличии электрического контакта его необходимо устранить. 8.28 РџРѕСЂСЏРґРѕРє организации Рё проведения работ РїРѕ техническому обслуживанию Рё ремонту средств РРҐР— определяется нормативно-технической документацией, составляющей документальную РѕСЃРЅРѕРІСѓ технического обслуживания Рё ремонта установок РРҐР—. Работы РїРѕ техническому обслуживанию Рё текущему ремонту средств РРҐР— должны быть организованы Рё проведены РїРѕ эксплуатационной документации. Работы РїРѕ капитальному ремонту средств РРҐР— должны быть организованы Рё проведены РїРѕ ремонтной Рё технической документации. 8.29 Техническое обслуживание средств РРҐР— РІ эксплуатационных условиях должно заключаться: - РІ периодическом техническом осмотре всех доступных для внешнего наблюдения конструктивных элементов средств РРҐР—; - РІ снятии показаний РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё регулировке потенциалов; - РІ своевременном регулировании Рё устранении мелких неисправностей. 8.30 Капитальный ремонт - ремонт, осуществляемый РІ процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности средств РРҐР— РґРѕ следующего планового ремонта Рё состоящий РІ устранении неисправности Рё полном или близким Рє полному восстановлению технического ресурса средств РРҐР— РІ целом, СЃ заменой или восстановлением любых его составных частей РёС… наладкой Рё регулировкой. Р’ объем капитального ремонта должны входить работы, предусмотренные текущим ремонтом. 8.31 Сетевые катодные станции Рё дренажные установки должны капитально ремонтироваться РІ стационарных условиях, Р° РЅР° трассе должны производить замену вышедших РёР· строя установок. Для этого РІ РћРђРћ РњРќ должен быть обменный фонд установок. 8.32 Анодные Рё защитные заземления, протекторные Рё дренажные установки, Р° также Р›РРџ должны ремонтироваться бригадами РРҐР— РІ трассовых условиях. 8.33 Результаты всех планово-предупредительных ремонтов должны заноситься РІ соответствующие журналы Рё паспорта установок РРҐР—. 8.34 РќРѕСЂРјС‹ планово-предупредительного технического обслуживания Рё ремонта средств РРҐР— приведены РІ приложении Р—. 8.35 Резервный фонд основных устройств служб РРҐР— РћРђРћ РњРќ, выполняющих плановые мероприятия технической эксплуатации (РІ том числе капитальный ремонт) устройств РРҐР— должен быть следующим: - станции катодной защиты - 10 % РѕС‚ общего количества РЎРљР— РЅР° обслуживаемом участке, РЅРѕ РЅРµ менее пяти; - протекторы различных типов для протекторных установок - 10 % РѕС‚ общего количества протекторов, имеющихся РЅР° трассе, РЅРѕ РЅРµ менее 50; - электродренажные установки различных типов - 20 % РѕС‚ общего количества дренажных установок РЅР° обслуживаемом участке, РЅРѕ РЅРµ менее РґРІСѓС…; - электроды различных типов для анодного заземления станций катодной защиты - 10 % РѕС‚ общего количества электродов анодных заземлений, имеющихся РЅР° участке, РЅРѕ РЅРµ менее 50; - блоки совместной защиты - 10 % РѕС‚ общего количества блоков, имеющихся РЅР° участке, РЅРѕ РЅРµ менее пяти. 8.36 Р’ состав технической документации службы РРҐР— должны входить: - проект РРҐР— РїРѕ магистральному нефтепроводу; - протоколы измерений Рё испытаний изоляции; - план работы службы РРҐР—; - графики РџРџР Рё РўРћ; - журнал эксплуатации средств РРҐР—; - журнал учета отказов РРҐР—; - журнал распоряжений; - полевые журналы эксплуатации РЎРљР— Рё СДЗ; - годовые графики измерений потенциалов РїРѕ трубопроводам; - дефектные ведомости РЅР° оборудование РРҐР—; - исполнительные чертежи РЅР° анодные заземления Рё схемы РёС… РѕР±РІСЏР·РєРё; - заводские инструкции РЅР° средства РРҐР—; - Положение Рѕ службе РРҐР—; - должностные Рё производственные инструкции; - инструкции РїРѕ РўР‘. Документация РїРѕ контролю состояния РРҐР— Рё защитного покрытия подлежит хранению РІ течении всего периода эксплуатации РњРќ. 9 ТЕХНРЧЕСКРР• СРЕДСТВА РУСТРОЙСТВА, ОБЕСПЕЧРВАЮЩРР• ОПРЕДЕЛЕНРР• РљРћР›РЧЕСТВА РПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТР9.1 Рљ техническим средствам Рё устройствам, обеспечивающим определение количества Рё показателей качества нефти, относятся: - автоматизированные системы измерений количества Рё качества нефти (РђРЎРРљРќ); - резервуарные емкости; - средства измерений Рё вспомогательное оборудование для определения высоты взлива нефти РІ резервуарной емкости, железнодорожных Рё автомобильных цистернах, танках СЃСѓРґРѕРІ (измерительные рулетки СЃ лотом, метрштоки, ручные пробоотборники Рё РґСЂ.); - анализаторы качества нефти (РЅР° потоке Рё РІ химлабораториях); - реактивы для определения показателей качества нефти; - эталонное, поверочное Рё испытательное оборудование; - нефтепроводы (включая магистральные Рё технологические, ответвления РѕС‚ РЅРёС…, лупинги Рё нитки переходов через естественные Рё искусственные преграды); - стационарные уровнемеры для дистанционного контроля взливов нефти РІ резервуарной емкости. 9.2 Технические средства Рё устройства, обеспечивающие определение количества Рё показателей качества нефти, должны находиться РІ исправном состоянии Рё быть укомплектованы оборудованием РІ соответствии СЃ утвержденными нормативами. РђРЎРРљРќ, анализаторы качества нефти, измерительные рулетки СЃ лотом, метрштоки, эталонное Рё поверочное оборудование должны иметь непросроченные свидетельства Рѕ поверке или оттиски поверительных клейм. Рспытательное оборудование должно быть аттестовано РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. Соответствующая документация должна находиться РІ пунктах приема-сдачи нефти, РІ РћРђРћ РњРќ, РёС… филиалах Рё подразделениях. Резервуарные емкости должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные органами государственной метрологической службы. Технологическая РѕР±РІСЏР·РєР° Рё запорная арматура нефтепроводов, резервуаров Рё РђРЎРРљРќ РЅРµ должны допускать неконтролируемых перепусков Рё утечек нефти. 9.3 Аналитические лаборатории должны быть аккредитованы РІ установленном Госстандартом Р РѕСЃСЃРёРё РїРѕСЂСЏРґРєРµ, персонал лабораторий должен быть аттестован. 9.4 РќР° каждом пункте приема-сдачи нефти должна быть инструкция РїРѕ эксплуатации РђРЎРРљРќ, утвержденная РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ Рё согласованная СЃ органом Государственной метрологической службы Рё СЃ принимающей или сдающей стороной. 9.5 Определение количества Рё показателей качества нефти должно производиться РїРѕ аттестованным РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ методикам выполнения измерений. 10 МЕТРОЛОГРЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНРР• РџР РћРЗВОДСТВА10.1 Организация метрологического обеспечения трубопроводного транспорта нефти10.1.1 Метрологическое обеспечение производства должно устанавливать научные Рё организационные РѕСЃРЅРѕРІС‹, технические средства, правила Рё РЅРѕСЂРјС‹, необходимые для достижения единства Рё требуемой точности измерений. Основными целями метрологического обеспечения трубопроводного транспорта нефти являются: - обеспечение достоверности учета нефти; - повышение эффективности управления производством; - повышение СѓСЂРѕРІРЅСЏ автоматизации производственных процессов; - повышение эффективности мероприятия РїРѕ охране окружающей среды. 10.1.2 Деятельность метрологической службы Компании определяется Законом Р Р¤ РћР± обеспечении единства измерений. Структура, функции Рё права метрологической службы приведены РІ Положении Рѕ метрологической службе. 10.1.3 Рљ основным задачам метрологической службы Компании относятся: - обеспечение единства Рё требуемой точности измерений, повышение СѓСЂРѕРІРЅСЏ Рё развитие измерительной техники РІ РћРђРћ РњРќ; - организация работ РїРѕ метрологическому обеспечению трубопроводного транспорта нефти; - внедрение РІ РћРђРћ РњРќ нормативных документов Государственной системы обеспечения единства измерений; - внедрение современных методов Рё средств измерений, автоматизированных систем измерений количества Рё качества нефти, эталонов, применяемых для поверки Рё калибровки средств измерений; - осуществление метрологического контроля путем поверки Рё калибровки средств измерений, проверки своевременности представления средств измерений РЅР° испытания для целей утверждения типа, Р° также РЅР° поверку; - метрологический надзор Р·Р° состоянием Рё применением средств измерений, аттестованными методиками выполнения измерений, применяемыми эталонами единиц величин, соблюдением метрологических РЅРѕСЂРј, правил Рё нормативных документов РїРѕ обеспечению единства измерений; - организация Рё проведение метрологической экспертизы нормативных документов, разрабатываемых Компанией Рё РћРђРћ РњРќ; - подготовка заявок, предложений (контрактов) РЅР° закупку отечественных Рё импортных средств Рё систем измерений, Р° также технологического оборудования, РІ состав которого РІС…РѕРґСЏС‚ средства измерений; - организация работ РїРѕ повышению эффективности метрологического обеспечения мероприятий РїРѕ охране труда Рё охране окружающей среды; - осуществление взаимодействия СЃ метрологическими службами РІ системе Минэнерго Р РѕСЃСЃРёРё, главными научными метрологическими центрами Госстандарта Р РѕСЃСЃРёРё, органами Государственной метрологической службы РїРѕ вопросам обеспечения единства измерений, участие РІ работах РїРѕ международному сотрудничеству. 10.2 Рспытания для целей утверждения типа, поверка, калибровка средств измерений10.2.1 Р’ соответствии СЃ действующей нормативной документацией РІСЃРµ средства измерений, применяемые РїСЂРё трубопроводном транспорте нефти, должны иметь сертификаты утверждения типа Рё должны быть занесены РІ Государственный реестр средств измерений, допущенных Рє применению РІ Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации. 10.2.2 Средства измерений, применяемые РІ сферах государственного метрологического контроля Рё надзора, подлежат поверке, остальные - калибровке. Перечень применяемых РЅР° объектах Компании средств измерений, подлежащих поверке, утверждается Госстандартом Р РѕСЃСЃРёРё. Поверка осуществляется представителями органов Государственной метрологической службы или юридическими лицами, аккредитованными РЅР° право проведения поверки метрологических служб, РІ соответствии СЃ установленными нормами Рё правилами Рё РІ строгом соответствии СЃРѕ стандартизованными методиками поверки. Периодичность поверки устанавливается Госстандартом Р РѕСЃСЃРёРё Рё указывается РІ описаниях типа зарегистрированных РІ Государственном реестре средств измерений. Калибровку средств измерений РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ метрологические службы РћРђРћ РњРќ, аккредитованные Госстандартом Р РѕСЃСЃРёРё РЅР° право калибровки. 10.2.3 Р’СЃРµ измерения РІ области метрологического обеспечения трубопроводного транспорта нефти должны производиться РІ соответствии СЃ аттестованными методиками выполнения измерений. РќРѕСЂРјС‹ точности измерений должны соответствовать нормам, установленным РІ действующей нормативной документации. 11 ЕДРРќРђРЇ РђР’РўРћРњРђРўРР—РР РћР’РђРќРќРђРЇ РЎРСТЕМА УПРАВЛЕНРРЇ ТЕХНОЛОГРЧЕСКРРњ ПРОЦЕССОМ РўР РђРќРЎРџРћР РўРђ НЕФТР11.1 Автоматизация Рё телемеханизация магистральных нефтепроводов11.1.1 Средства автоматизации РќРџРЎ должны обеспечивать: - централизованный контроль Рё управление технологическим процессом (РІ нормальном Рё аварийном режимах) РёР· операторной, МДП или РДП; - автоматическую защиту Рё управление насосной, вспомогательными системами, пожаротушением. 11.1.2 Р’СЃРµ насосные станции должны быть оснащены общестанционными Рё агрегатными защитами. 11.1.3 Агрегатные защиты должны отключать насосный агрегат РїРѕ параметрам: - минимальное давление масла; - максимальная температура подшипников агрегата Рё РєРѕСЂРїСѓСЃР° насоса; - повышенная утечка нефти через уплотнения; - минимальное избыточное давление РІ РєРѕСЂРїСѓСЃРµ электродвигателя; - максимальная вибрация; - максимальная нагрузка РЅР° электродвигатель; - РїСЂРё выходе РёР· строя цепей управления Рё защит электродвигателя. 11.1.4 Общестанционные защиты должны останавливать РќРџРЎ РїРѕ параметрам: - минимальное давление РЅР° приеме РќРџРЎ или насосных агрегатов; - максимальное давление РІ коллекторе РќРџРЎ (РґРѕ регулятора давления); - максимальное давление РЅР° выходе РќРџРЎ (после регулятора давления); - максимальный перепад РЅР° регуляторе давления; - минимальное давление РІ системе маслоснабжения; - РїСЂРё затоплении; - РїСЂРё достижении аварийного СѓСЂРѕРІРЅСЏ нефти РІ резервуаре-СЃР±РѕСЂРЅРёРєРµ утечек; - РїСЂРё пожаре; - РїСЂРё превышении допустимого СѓСЂРѕРІРЅСЏ загазованности. 11.1.5 Срабатывание предупредительных Рё аварийных защит должно сопровождаться Р·РІСѓРєРѕРІРѕР№ Рё световой сигнализацией РІ операторной Рё МДП. 11.1.6 Защиты РїРѕ пожару, аварийной загазованности, затоплению наряду СЃ отключением магистральных агрегатов должны закрывать задвижки подключения РќРџРЎ Рє магистрали. Р’ помещении, РіРґРµ РІРѕР·РЅРёРє пожар, должны быть отключены РІСЃРµ системы вентиляции. Согласно РЎРќРёРџ 2.04.05 РїСЂРё срабатывании газосигнализаторов РІ помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция. 11.1.7 РџСЂРё срабатывании защит РїРѕ минимальному давлению РЅР° приеме Рё максимальному давлению РЅР° выходе РќРџРЎ Рё РІ коллекторе должен отключаться первый РёР· работающих агрегатов РїРѕ потоку нефти. 11.1.8 Параметры технологического режима работы РќРџРЎ должны регистрироваться РІ соответствующих картах Рё журналах. Корректировка режимов Рё уставок технологических защит проводится РїСЂРё изменении условий эксплуатации, замене или модернизации оборудования. 11.1.9 Комплексная проверка технологических защит РќРџРЎ должна проводиться ежеквартально СЃ оформлением соответствующих протоколов. 11.1.10 Утвержденные карты уставок технологических защит РќРџРЎ должны находиться Сѓ оперативного персонала Рё диспетчера РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов. 11.1.11 РџСЂРё отказе автоматики РќРџРЎ должна отключаться дистанционно дежурным персоналом аварийной РєРЅРѕРїРєРѕР№ "Стоп", установленной РІ доступном Рё безопасном месте РЅР° расстоянии РЅРµ ближе 6 Рј РѕС‚ здания насосной. 11.1.12 Средства телемеханизации предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием РќРџРЎ Рё линейной части РњРќ. 11.1.13 РџСЂРё отсутствии системы телемеханики или ее отказе РІСЃРµ изменения технологического процесса перекачки нефти должны незамедлительно передаваться диспетчеру РДП или ТДП оператором МДП (РќРџРЎ) средствами технологической СЃРІСЏР·Рё. 11.1.14 РџСЂРё всех нарушениях РІ работе систем телемеханизации диспетчер РДП должен переводить средства автоматики РЅР° местное управление, ставить РІ известность службу, осуществляющую РёС… ремонт. 11.1.15 Приемка средств автоматизации Рё телемеханизации РІ эксплуатацию осуществляется РІ соответствии СЃ требованиями, изложенными РІ Главе 2 настоящих Правил. 11.1.16 Для эксплуатации средств автоматизации Рё телемеханизации РЅР° всех СѓСЂРѕРІРЅСЏС… управления создаются подразделения (службы), организационная структура Рё состав которых должны определяться нормативной документацией РїРѕ созданию Рё развитию ЕАСУ. 11.1.17 Для обеспечения работоспособности средств автоматизации Рё телемеханизации РІ РћРђРћ РњРќ Рё его филиалах работники подразделений (служб) должны обеспечивать: - технический надзор Р·Р° эксплуатацией, выбором Рё применением измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё вычислительной техники, находящихся РІ ведении подразделений РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов; - контроль правильности установки (монтажа) средств автоматизации, телемеханизации, вычислительной техники Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ; - расследование причин отказов, повреждений Рё разработку мероприятий РїРѕ повышению надежности средств автоматизации Рё телемеханизации; - внедрение новых образцов; - ведение технической документации. 11.1.18 Работники подразделений (служб), занимающиеся эксплуатацией средств автоматизации Рё телемеханизации, должны руководствоваться: - Правилами эксплуатации электроустановок потребителем; - Правилами устройства электроустановок; - Правилами техники безопасности РїСЂРё эксплуатации электроустановок потребителей; - Правилами безопасности РІ нефтяной Рё газовой промышленности (Р Р” 08-200-98); - РџР 50.2.006-94. ГСР. РџРѕСЂСЏРґРѕРє средств измерений. Организация Рё РїРѕСЂСЏРґРѕРє проведения. Р’РќРРРњРЎ Госстандарта Р Р¤, 1994.; - РџР 50.2.016-94. ГСРТребования Рє выполнению калибровочных работ; - нормативной документацией РїРѕ автоматизации Рё телемеханизации магистральных нефтепроводов, РїРѕ техническому обслуживанию Рё ремонту средств автоматики, телемеханики Рё РљРРџ РЅР° магистральных нефтепроводах Рё настоящими Правилами. 11.1.19 Рксплуатация средств автоматизации, телемеханизации Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ должна включать РІ себя техническое обслуживание, ремонт средств Рё ведение технической документации. 11.1.20 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ включает периодический контроль исправности средств Рё устранение выявленных неисправностей, регулярные технические осмотры Рё проверки технических средств Рё документальное оформление выполненных работ. 11.1.21 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ должно проводиться РІ соответствии СЃ: - техническим описанием; - инструкцией РїРѕ эксплуатации; - инструкцией РїРѕ техническому обслуживанию; - паспортом; - нормативной документацией. 11.1.22 Оснащенность сервисными приборами, инструментами, оснасткой должна быть достаточной для проведения технического обслуживания Рё ремонта средств автоматизации, телемеханизации Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ. 11.1.23 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ должно проводиться согласно графику. 11.1.24 РџСЂРё эксплуатации взрывозащищенной аппаратуры автоматики Рё РљРРџ должны выполняться требования, предусмотренные ГОСТ 22782.0, Правилами устройства электроустановок, Правилами эксплуатации электроустановок потребителей. Аппаратура должна подвергаться наружному осмотру РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ квартал. Запрещается эксплуатация аппаратуры, РЅРµ имеющей маркировки РїРѕ взрывозащите. 11.1.25 Ведение технической документации РїРѕ эксплуатации средств автоматизации Рё телемеханизации должно проводиться РїРѕ единым образцам, предусмотренным нормативными документами. 11.1.26 Техническое обслуживание средств станционной Рё линейной телемеханики должно проводиться, как правило, выездными бригадами подразделений (служб), работники которых обязаны: - контролировать Рё анализировать техническое состояние Рё работу средств РїРѕ записям дежурных диспетчеров Рѕ повреждениях (неисправностях); - принимать меры для выявления неисправностей Рё РёС… устранения; - ежеквартально проводить проверку работоспособности линейных телемеханизированных задвижек РёР· РДП. 11.1.27 Разграничение функций между службой ЕАСУ Рё РґСЂСѓРіРёРјРё техническими службами устанавливается руководством РћРђРћ РњРќ. 11.2 Производственно-технологическая СЃРІСЏР·СЊ11.2.1 Ведомственная производственно-технологическая сеть СЃРІСЏР·Рё магистральных нефтепроводов состоит РёР· линейных Рё станционных сооружений. Рљ линейным сооружениям относятся магистральные, зоновые Рё местные кабельные, воздушные, радиорелейные линии СЃРІСЏР·Рё. Рљ станционным сооружениям относятся узлы СЃРІСЏР·Рё, радиорелейные станции, наземные станции спутниковой СЃРІСЏР·Рё СЃ антенно-фидерными системами. 11.2.2 Линии производственно-технологической СЃРІСЏР·Рё РІС…РѕРґСЏС‚ РІ состав линейных сооружений нефтепровода, служат для централизованного управления Рё являются технической базой для ЕАСУ. 11.2.3 Рнергоснабжение узлов СЃРІСЏР·Рё Рё радиорелейных станций должно осуществляться как потребителей I категории. Для отдельных узлов СЃРІСЏР·Рё, РЅРµ отвечающих этому требованию, впредь РґРѕ переустройства допускается электропитание как потребителей II категории. 11.2.4 Для осуществления местной СЃРІСЏР·Рё РЅР° территории РќРџРЎ, РџРќР‘, РЎРЎРќ, РџРџРќ строится комплексная кабельная телефонная сеть. 11.2.5 Для внутрипроизводственных нужд РЅР° РќРџРЎ, РџРќР‘ РјРѕРіСѓС‚ быть установлены диспетчерские Рё служебного назначения громкоговорящие установки. 11.2.6 Телефонные станции местной СЃРІСЏР·Рё должны быть связаны соединительными линиями СЃ пунктами приема Рё сдачи нефти Рё СЃ ближайшими узлами СЃРІСЏР·Рё. 11.2.7 Техническую эксплуатацию ведомственной производственно-технологической сети СЃРІСЏР·Рё магистральных нефтепроводов осуществляет специализированное предприятие СЃРІСЏР·Рё, как оператор сети электросвязи, имеющий право РЅР° предоставление услуг СЃРІСЏР·Рё РЅР° основании лицензии, выданной Министерством СЃРІСЏР·Рё Р Р¤ РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ, РІ соответствии СЃ Федеральным Законом Рћ СЃРІСЏР·Рё. 11.2.8 Специализированное предприятие СЃРІСЏР·Рё обеспечивает РћРђРћ РњРќ технологической Рё оперативно-производственной СЃРІСЏР·СЊСЋ. 11.2.9 Технологические РІРёРґС‹ СЃРІСЏР·Рё: - диспетчерская телефонная СЃРІСЏР·СЊ центрального диспетчерского пункта Компании СЃ территориальными диспетчерскими пунктами РћРђРћ РњРќ; - диспетчерская телефонная СЃРІСЏР·СЊ между ТДП РћРђРћ РњРќ Рё районными диспетчерскими пунктами филиалов РћРђРћ РњРќ Рё РќРџРЎ; - диспетчерская телефонная СЃРІСЏР·СЊ РДП филиалов РћРђРћ РњРќ СЃ операторами РќРџРЎ, наливными станциями, нефтебазами, приемно-сдаточными пунктами, ремонтно-восстановительными Рё эксплуатационными службами РњРќ, камерами РїСѓСЃРєР° Рё приема очистных устройств, пунктами контроля Рё управления (РџРљРЈ) узлами задвижек РЅР° линейной части нефтепроводов, линейными ремонтерами (обходчиками), специальными транспортными средствами, Р° также СЃ головными сооружениями промыслов Рё смежными Р РЈРњРќ; - диспетчерская селекторная СЃРІСЏР·СЊ РДП филиалов РћРђРћ РњРќ СЃ операторами РќРџРЎ, наливных станций, нефтебаз, РџРЎРџ; - селекторная СЃРІСЏР·СЊ для совещаний Компании СЃ РћРђРћ РњРќ; - селекторная СЃРІСЏР·СЊ для совещаний РћРђРћ РњРќ СЃ филиалами; - селекторная СЃРІСЏР·СЊ для совещаний филиалов РћРђРћ РњРќ СЃ РќРџРЎ; - каналы СЃРІСЏР·Рё линейной телемеханики; - каналы СЃРІСЏР·Рё станционной телемеханики; - радиотелефонная РЈРљР’ СЃРІСЏР·СЊ. 11.2.10 Оперативно-производственная СЃРІСЏР·СЊ: - оперативно-производственная телефонная Рё факсимильная (документальная) СЃРІСЏР·СЊ (междугородная); - оперативно-производственная телефонная Рё факсимильная СЃРІСЏР·СЊ (местная); - доступ Рє информационным ресурсам; - каналы СЃРІСЏР·Рё вычислительной сети ЕАСУ; - радиотелефонная СЃРІСЏР·СЊ СЃ подвижными объектами (СЃРІСЏР·СЊ СЃ ремонтным персоналом РЅР° трассе). 11.2.11 Объем Рё качество технологической Рё оперативно-производственной СЃРІСЏР·Рё, предоставляемой РїРѕ договорам операторам ведомственной СЃРІСЏР·Рё, определяется РћРђРћ РњРќ. 11.2.12 Диспетчерская СЃРІСЏР·СЊ Рё каналы для телемеханики должны действовать круглосуточно. Р’ случае повреждения предусматривается резервирование путем предоставления обходных путей или замен Р·Р° счет использования всех возможностей сети СЃРІСЏР·Рё, включая использование каналов СЃРІСЏР·Рё РґСЂСѓРіРёС… операторов СЃРІСЏР·Рё. 11.2.13 Каналы СЃРІСЏР·Рё, предоставляемые для технологической Рё оперативно-производственной СЃРІСЏР·Рё, должны удовлетворять Нормам РЅР° электрические параметры каналов тональной частоты магистральной Рё внутризоновых первичных сетей, Нормам РЅР° электрические параметры цифровых каналов Рё трактов магистральной Рё внутризоновых первичных сетей. 11.2.14 Радиотелефонная СЃРІСЏР·СЊ, организованная РЅР° базе РЈРљР’ радиостанций, должна обеспечивать устойчивую двухстороннюю СЃРІСЏР·СЊ СЃ обслуживающим персоналом, находящимся РЅР° трассе РњРќ. 11.2.15 Производственная СЃРІСЏР·СЊ СЃ паролем "Оперативно" или "Аварийно" предоставляется РІРЅРµ очереди РІ следующих случаях: - РїСЂРё аварийной ситуации; - РїСЂРё оперативных переключениях. Организация СЃРІСЏР·Рё РЅР° период ликвидации аварий Рё РёС… последствий РЅР° объектах РњРќ осуществляется РІ соответствии СЃ инструкциями РїРѕ организации СЃРІСЏР·Рё РЅР° период ликвидации аварий, повреждений Рё РёС… последствий РЅР° объектах магистральных нефтепроводов. Организация СЃРІСЏР·Рё РїСЂРё проведении ремонтных работ РЅР° объектах РњРќ должна осуществляться РІ соответствии СЃ положениями Рѕ совместных действиях РїРѕ организации СЃРІСЏР·Рё РїСЂРё производстве работ РЅР° объектах РћРђРћ РњРќ. Перечень сведений, разрешенных Рє открытой передаче РїРѕ радиотелефонной СЃРІСЏР·Рё РЅР° предприятиях транспорта нефти, определяется Компанией. 12 Р›РРљР’РДАЦРРЇ РђР’РђР РР™ РќРђ ОБЪЕКТАХ РњРђР“РСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ12.1 Классификация аварий Рё отказов12.1.1 Авария РЅР° объекте магистрального нефтепровода - внезапный вылив или истечение нефти РІ результате полного или частичного разрушения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования Рё устройств, сопровождаемых РѕРґРЅРёРј или несколькими РёР· следующих событий: - воспламенение нефти или взрыв ее паров; - загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартом РЅР° качество РІРѕРґС‹, вызвавшее изменение окраски поверхности РІРѕРґС‹ или берегов, или приведшее Рє образованию эмульсии, находящейся ниже СѓСЂРѕРІРЅСЏ РІРѕРґС‹, или Рє выпадению отложений РЅР° РґРЅРѕ или берега; -объем утечки составил 10 Рј3 Рё более. 12.1.2 Отказ или повреждение (инцидент) трубопровода, оборудования или технических устройств РЅР° объектах РњРќ - отклонения РѕС‚ режима технологического процесса сопровождаемые нарушением герметичности СЃ утечками нефти объемом менее 10 Рј3 без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков. 12.2 Организация работ РїРѕ ликвидации аварий12.2.1 Ликвидация аварий Рё последствий стихийных бедствий РЅР° объектах РњРќ должны выполняться силами РђР’РЎ СЃ привлечением, РІ необходимых случаях, СЃРёР» Рё средств местных органов власти, штабов ГО, МЧС Рё РњР’Р” РІ зависимости РѕС‚ тяжести (категории) аварии Рё возможных ее последствий. 12.2.2 Аварийно-восстановительная служба включает: - аварийно-восстановительные пункты (РђР’Рџ), создаваемые РЅР° ЛПДС (РќРџРЎ) или нефтебазах; - специализированные управления РїРѕ предотвращению Рё ликвидации аварий (СУПЛАВ), Р° также аварийно-восстановительные поезда. Структура Рё система организации аварийно-восстановительных служб РЅР° объектах РњРќ, РІРёРґ подразделений Рё место РёС… расположения устанавливаются РћРђРћ РњРќ РІ зависимости РѕС‚: - диаметра Рё количества параллельно проложенных ниток; - наличия переходов через искусственные Рё естественные препятствия; - географического положения объектов РњРќ Рё схемы грузопотоков (технологический фактор); - расположения Рё наличия автомобильных, железнодорожных Рё водных путей сообщения Рё РґСЂСѓРіРёС… параметров. 12.2.3 Для проведения аварийно-восстановительного ремонта Рё технического обслуживания участок трассы магистрального нефтепровода, база приема Рё отгрузки или ЛДПС (РќРџРЎ) должны быть закреплены Р·Р° РђР’РЎ приказами РћРђРћ РњРќ или филиала РћРђРћ РњРќ. Протяженность участка трассы, закрепляемого Р·Р° каждым РђР’Рџ, определяется РІ зависимости РѕС‚ диаметра Рё количества ниток трубопроводов, РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕ-климатических Рё местных условий Рё должна составлять РЅРµ более 250 РєРј. 12.2.4 Аварийно-восстановительные службы должны выполнять следующие функции: - проводить плановые работы РїРѕ графику РЅР° своем участке СЃ целью предотвращения аварий; - оперативно ликвидировать аварии Рё РёС… последствия; - содержать РІ постоянной готовности РІСЃРµ технические средства; - повышать уровень профессиональной подготовки ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений; - содержать РІСЃРµ объекты линейной части РІ состоянии, отвечающем требованиям настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов; - осуществлять контроль Р·Р° состоянием трассы РЅР° своем участке; - своевременно пополнять аварийный запас труб, запчастей, горюче-смазочных материалов; - комплектовать СЃРІРѕРё службы технической документацией РЅР° обслуживаемый участок, должностными Рё производственными инструкциями, нормами Рё правилами согласно установленному перечню. 12.2.5 Подразделения РђР’РЎ должны быть укомплектованы штатом Рё обслуживающим персоналом СЃ учетом объема выполняемых работ. 12.2.6 Аварийно-восстановительные пункты должны быть оснащены РІ соответствии СЃ Табелем технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепроводов, разработанным Рё утвержденным РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. Запрещается использование персонала Рё технических средств, закрепленных Р·Р° РђР’РЎ, для работ, РЅРµ связанных СЃ техническим обслуживанием Рё ремонтом РњРќ. 12.2.7 РџСЂРё возникновении аварии РЅР° линейной части, РќРџРЎ, нефтебазе, базе смешения каждая РђР’РЎ действует РІ соответствии СЃ планом ликвидации возможных аварий Рё планом тушения пожаров, разработанных для закрепленных Р·Р° РђР’РЎ объектов РњРќ, СЃ уточнением планов РІ зависимости РѕС‚ тяжести Рё возможных последствий аварии. 12.2.9 Основными функциональными обязанностями штаба являются: - осуществление руководства РїРѕ ликвидации аварии РІ соответствии СЃ планом ликвидации аварий (ПЛА); - привлечение дополнительных СЃРёР» Рё средств МЧС, ГПС, РњР’Р”, ФСБ, местных служб жизнеобеспечения РІ зависимости РѕС‚ тяжести (категории) аварии Рё возможных ее последствий Рё организация РёС… взаимодействия РїСЂРё ликвидации аварии; - обеспечение пожарной, промышленной, экологической безопасности Рё охраны труда РїСЂРё выполнении аварийно-восстановительных работ. Работы РїРѕ ликвидации аварии должно возглавлять руководство РћРђРћ РњРќ или его филиала. Ликвидацию аварий СЃ тяжелыми последствиями, аварий РЅР° речных переходах, аварий вблизи населенных пунктов СЃ пожарами, аварий РЅР° РќРџРЎ Рё нефтебазах СЃРѕ взрывами Рё пожарами должно возглавлять руководство РћРђРћ РњРќ. 12.2.11 РЎ целью повышения оперативности, профессиональных навыков Сѓ персонала, отработки технологии аварийно-восстановительных работ РІ каждом подразделении РђР’РЎ совместно СЃРѕ службой СЃРІСЏР·Рё должны проводиться учения Рё учебно-тренировочные занятия (РЈРўР—). Учения Рё РЈРўР— должны проводиться РїРѕ специально разработанной программе, утвержденной техническим руководителем РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов. 12.2.12 Учебно-тренировочные занятия должны производиться СЃ периодичностью: - РІ РђР’Рџ - РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ квартал; - РІ СУПЛАВ - РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ полугодие. Учения должны проводиться: - РІ филиалах РћРђРћ РњРќ - РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ РіРѕРґ; - РІ РћРђРћ РњРќ - РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 3 РіРѕРґР°. Ликвидация аварий Рё плановые работы РїРѕ врезкам РјРѕРіСѓС‚ засчитываться как РЈРўР—. РЈРўР— регистрируется РІ специальном журнале. 12.2.13 Р’ РћРђРћ РњРќ, его филиалах Рё структурных подразделениях, эксплуатирующих объекты РњРќ, должен вестись Рё постоянно храниться журнал учета аварий Рё инцидентов установленной формы. 12.2.14 Р’СЃРµ аварии Рё инциденты РЅР° магистральных нефтепроводах подлежат расследованию. 12.2.15 Техническое расследование причин аварии СЃ травматизмом или СЃРѕ смертельным РёСЃС…РѕРґРѕРј Рё взрывом паров нефти, приведшим Рє тяжелым последствиям, проводится специальной комиссией, возглавляемой представителем Федерального государственного органа надзора или его территориального органа, специально уполномоченного РІ области промышленной безопасности. 12.2.16 Техническое расследование причин инцидентов, происшедших РЅР° объектах РњРќ, производится специальной комиссией, назначенной руководителем РћРђРћ РњРќ или его филиала. 12.2.17 Расследование аварий Рё инцидентов, оформление соответствующих документов должно осуществляться согласно нормативно-техническим документам государственных надзорных органов Рё ведомств. 12.2.18 РџРѕ результатам расследования аварий Рё инцидентов должен быть составлен акт установленной формы. 12.2.19 РџРѕ результатам расследования аварий Рё инцидентов руководством РћРђРћ РњРќ РІ 5-ти дневный СЃСЂРѕРє, руководством филиалов РћРђРћ РњРќ Рё руководством объекта РњРќ РІ 3-С… дневный СЃСЂРѕРє издается приказ СЃ указанием причин аварии или инцидента, виновных лиц или организаций. Приказом определяются мероприятия, подлежащие выполнению, указываются СЃСЂРѕРєРё исполнения Рё исполнители. Приказ доводится РґРѕ сведения подразделений РћРђРћ РњРќ, РІ необходимых случаях представляется РІ Компанию Рё местные органы власти. 12.3 Производство работ РїРѕ ликвидации аварий12.3.1 Рљ технологиям ликвидации аварий Рё технологическим операциям РїСЂРё производстве аварийно-восстановительных работ предъявляются следующие требования: - восстановление герметичности трубопроводов, оборудования Рё сооружений объектов РњРќ; - обеспечение проектного СѓСЂРѕРІРЅСЏ характеристик Рё несущей способности ремонтируемого нефтепровода или оборудования; - обеспечение минимального времени простоя РњРќ РїСЂРё ремонте; - минимальное воздействие РЅР° окружающую среду, соседние коммуникации Рё объекты; - обеспечение Рё сохранение проектных величин Рё характеристик ремонтируемого объекта, сооружения или оборудования, РќРџРЎ, РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ. 12.3.2 Р’СЃРµ работы РїРѕ локализации Рё ликвидации аварий РЅР° РњРќ должны производиться РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ планов ликвидации возможных аварий, планов тушения пожаров Рё РІ соответствии СЃ Рнструкцией РїРѕ ликвидации аварий Рё повреждений РЅР° РњРќ, Правилами безопасности РїСЂРё эксплуатации РњРќ, Правилами пожарной безопасности РїСЂРё эксплуатации РњРќ Рё настоящими Правилами. 12.3.3 Пожарная безопасность РїСЂРё ликвидации аварий должна обеспечиваться силами подразделений ГПС РњР’Р” Р Р¤, отрядами ведомственной военизированной охраны (Р’Р’Рћ) РћРђРћ РњРќ Рё добровольными пожарными дружинами (ДПД) подразделений филиалов РћРђРћ РњРќ. 12.3.4 РЎРІСЏР·СЊ РІ аварийной ситуации организуется Рё обеспечивается работниками специализированного предприятия СЃРІСЏР·Рё. 12.3.5 РџСЂРё возникновении аварии или инцидента РІ нефтенасосной, резервуарном парке, РЅР° технологических трубопроводах, причальных сооружениях РќРџРЎ, нефтебазе сменный инженер (дежурный оператор) должен организовать локализацию места аварии, поставить РІ известность диспетчера филиала РћРђРћ РњРќ Рё диспетчера РћРђРћ РњРќ Рё руководство РќРџРЎ, ЛПДС, нефтебазы, принять меры РїРѕ обеспечению нормальной работы оборудования. РџСЂРё возникновении пожара сменный инженер (сменный оператор) должен отключить загоревшееся оборудование или сооружение, сообщить Рѕ случившемся РІ подразделения Р’Р’Рћ Рё ГПС РњР’Р”, диспетчеру филиала РћРђРћ РњРќ, далее действовать согласно плану тушения пожара. 12.3.6 РџСЂРё получении сообщения РѕР± аварии РЅР° линейной части РњРќ диспетчер филиала РћРђРћ РњРќ обязан доложить Рѕ случившемся руководству филиала РћРђРћ РњРќ, диспетчеру РћРђРћ РњРќ, отправить РіСЂСѓРїРїС‹ наземного или воздушного патрулирования СЃ целью определения точного места, РІРёРґР° Рё характера аварии. 12.3.7 РЎ учетом тяжести аварии Рё местных условий руководством РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов принимается решение Рѕ направлении СЃРёР» Рё средств для ликвидации аварии собственными силами или РїРѕ согласованию СЃ РћРђРћ РњРќ СЃ привлечением РђР’РЎ соседних филиалов РћРђРћ РњРќ, спецподразделений, Р° также материальных Рё технических средств Рё персонала близлежащих сторонних организаций. 12.3.8 Рћ возможном распространении разлившейся РїСЂРё аварии нефти, Рѕ границах взрыво- Рё пожароопасной Р·РѕРЅС‹, Р° также для принятия совместных мер РїРѕ обеспечению безопасности населенных пунктов Рё производственных объектов Рё РїРѕ защите окружающей среды должны быть оповещены местные органы власти Рё управления, подразделения ГПС РњР’Р”, владельцы коммуникаций технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР°, землевладельцы Рё организации, расположенные РІ районе аварии Рё РІ пределах Р·РѕРЅС‹ возможного разлива нефти. 12.3.9 Рнформация РѕР± аварии должна быть передана РІ Компанию, РІ Госгортехнадзор Р РѕСЃСЃРёРё Рё РґСЂСѓРіРёРµ государственные органы Рё ведомства. 12.3.10 Для оперативного руководства ликвидацией аварии должен быть организован командный РїСѓРЅРєС‚, оборудованный техническими средствами передачи Рё фиксирования команд Рё докладов, поступающих РІ процессе ликвидации аварии. 12.3.11 Руководство аварийно-восстановительными работами должны осуществлять: РїСЂРё возникновении аварии РЅР° объектах РќРџРЎ, ЛПДС, нефтебаз - начальник ЛПДС, директор нефтебазы или технические руководители; РїСЂРё аварии РЅР° линейной части РњРќ - ответственный руководитель РїРѕ ликвидации аварии. РџСЂРё воспламенении нефти СЃ последующим пожаром руководство тушением пожара осуществляется должностным лицом Р’Р’Рћ РћРђРћ РњРќ или ГПС РњР’Р” Р Р¤. Руководство работами РїРѕ ликвидации аварий РІ начальный период РґРѕ назначения приказом ответственного лица, указанного РІ 12.2.8, 12.2.10, возлагается РЅР° начальника (директора) или РЅР° технического руководителя ЛПДС (РќРџРЎ), РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ, РЅР° объектах которого произошла авария. 12.3.12. РџСЂРё возникновении аварии РЅР° нефтепроводе лицо, ответственное Р·Р° ликвидацию аварии, обязано: - срочно прибыть РЅР° место аварии; - определить возможный объем стока нефти Рё организовать СЃР±РѕСЂ вытекшей нефти; - принять меры, исключающие возможности попадания её РЅР° территорию населенных пунктов, РІ водоемы, охранные Р·РѕРЅС‹ железных, шоссейных РґРѕСЂРѕРі, Р° также исключающие возможность возгорания разлитой нефти; - определить возможность опорожнения поврежденного участка РѕС‚ нефти РІ ближайшие резервуарные парки РќРџРЎ, нефтебазы или аварийные амбары; - организовать ликвидацию аварии Рё её последствий. 12.3.13 Производство аварийно-восстановительных работ зависит РѕС‚ характера Рё места аварии, напряженности перекачки нефти РїРѕ нефтепроводу Рё РґСЂСѓРіРёС… обстоятельств. РЎРїРѕСЃРѕР± ликвидации аварии, технологические операции РїРѕ выполнению работ должны быть выбраны РІ зависимости РѕС‚ РІРёРґР° аварии Рё выполняться РІ соответствии СЃ инструкцией РїРѕ ликвидации аварий Рё повреждений РЅР° РњРќ Рё РґСЂСѓРіРёРјРё действующими правилами Рё инструкциями. 12.3.14 РќР° месте проведения сварочных работ Рё РЅР° ремонтируемом участке нефтепровода концентрация паров Рё газов РЅРµ должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию: 5 % величины нижнего предела воспламенения данного пара или газа РІ РІРѕР·РґСѓС…Рµ (для нефти РІ объемных долях 0,07 % или 2,1 Рі/Рј3). Р’ случае превышения РІ РІРѕР·РґСѓС…Рµ рабочей Р·РѕРЅС‹ установленных значений ПДК (для нефти 0,01 % РѕР±. или 0,3 Рі/Рј3) работы необходимо проводить РІ средствах индивидуальной защиты органов дыхания. Если огневые работы продолжаются несколько дней Рё РЅРµ исключена возможность внезапной утечки газов Рё паров, то перед началом Рё через каждый час РІРѕ время этих работ необходимо контролировать состояние воздушной среды РІ местах проведения ремонта Рё РІ ремонтируемом трубопроводе. Анализ проводится после каждого перерыва Рё РІ случае, если Сѓ работающих возникают опасения возможности появления газов Рё паров нефти РЅР° рабочем месте. 12.3.15 Восстановление объектов РњРќ после аварии должно вестись РїРѕ проекту или исполнительно-технической документации РЅР° РёС… строительство. Применяемые РїСЂРё производстве работ оборудование Рё материалы должны отвечать назначению, иметь паспорта Рё сертификаты. Приемка Рё РїСѓСЃРє объектов (насосных, резервуаров, подстанций Рё С‚.Рґ.), РќРџРЎ, нефтебаз после ликвидации аварии Рё восстановление производятся РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, указанном РІ разделе 2 настоящих Правил. РџСѓСЃРє нефтепровода после ликвидации аварии осуществляется согласно требованиям, предусмотренным РІ инструкции РїРѕ ликвидации аварий Рё повреждений РЅР° РњРќ. 12.3.16 Последствия аварии РІ РІРёРґРµ нарушения ландшафта механизмами, загрязнения нефтью почвы, растительности Рё водоемов должны быть ликвидированы РІ СЃСЂРѕРєРё, согласованные СЃ местными органами власти. Обоснованные претензии органов санитарно-эпидемиологического надзора, РґСЂСѓРіРёС… надзорных органов, землепользователей должны быть выполнены. 12.4 РўРёРїРѕРІРѕР№ план ликвидации возможных аварий12.4.1 Для оперативного Рё организованного принятия мер РїРѕ восстановлению объектов - линейной части РњРќ, подводных переходов через судоходные реки, РќРџРЎ (ЛПДС), РџРџРќ, РЎРЎРќ, нефтебаз - службами эксплуатации филиалов РћРђРћ РњРќ или привлеченными организациями должны быть разработаны планы ликвидации возможных аварий (ПЛВА). 12.4.2 План ликвидации возможных аварий должен содержать оперативную, техническую часть Рё РїРѕСЂСЏРґРѕРє взаимоотношений Рё взаимодействий владельцев РњРќ СЃ организациями местных органов власти, органами технического Рё экологического надзора Рё гражданской РѕР±РѕСЂРѕРЅС‹ Рё владельцами коммуникаций технического РєРѕСЂРёРґРѕСЂР°. 12.4.3 Оперативная часть ПЛВА должна включать: - РїРѕСЂСЏРґРѕРє действия дежурного персонала РќРџРЎ, РџРќР‘, филиалов РћРђРћ РњРќ РїСЂРё авариях; - распределение обязанностей между лицами, участвующими РІ ликвидации аварий; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє оповещения должностных лиц РќРџРЎ, РџРџРќ, РЎРЎРќ, РџРќР‘, филиалов РћРђРћ РњРќ РїСЂРё авариях; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє оповещения организаций, населения, землепользователей, органов надзора РїСЂРё авариях; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє СЃР±РѕСЂР°, движения СЃРёР» Рё средств для ликвидации аварии Рё РёС… размещения РЅР° месте работ; - меры РїРѕ отключению аварийного участка Рё локализации вытекшей нефти; - меры РїРѕ спасению людей Рё материальных средств. 12.4.4 Техническая часть плана включает: - РІРёРґС‹ возможных аварий РЅР° объектах РњРќ; - СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ ликвидации возможных аварий Рё возможные методы устранения РёС… последствий; - объемы предполагаемых стоков нефти РЅР° наиболее ответственных участках объектов; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє ведения Рё контроля технологических операций РїСЂРё выполнении аварийно-ремонтных работ; - меры пожарной безопасности Рё охраны труда РїСЂРё выполнении восстановительных работ; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє организации работ РїРѕ РїСѓСЃРєСѓ объекта после аварийного ремонта; - РїРѕСЂСЏРґРѕРє организации аварийно-ремонтных работ РІ техническом РєРѕСЂРёРґРѕСЂРµ. 12.4.5 Содержание, РїРѕСЂСЏРґРѕРє разработки, согласование Рё утверждение ПЛВА производится согласно требованиям соответствующих нормативных документов. 12.4.6 Утвержденные ПЛВА должны находиться: - Сѓ главного инженера, диспетчера Рё РІ отделах эксплуатации Рё экологической безопасности РћРђРћ РњРќ Рё его филиалов; - Сѓ начальника РќРџРЎ, РџРџРќ, РЎРЎРќ, ЛПДС, РђР’Рџ, СУПЛАВ, директора РџРќР‘. 12.4.7 Отдел экологической безопасности Рё рационального природопользования РћРђРћ РњРќ регистрирует Рё ведет: учет аварий Рё отказов СЃ выходом нефти; образование, хранение Рё переработку нефтешламов. 12.4.8 Отдел экологической безопасности Рё рационального природопользования РћРђРћ РњРќ осуществляет ежедневный контроль Р·Р° выполнением мероприятий РїРѕ ликвидации последствий аварий, составляет повторные протоколы осмотра места аварии, РІ которых отражает информацию РїРѕ всем выявленным фактам РЅРµ принятия мер РїРѕ ликвидации последствий аварий, срыву СЃСЂРѕРєРѕРІ выполнения мероприятий, РЅРµ выполнению полного объёма запланированных работ. Протоколы повторных проверок предоставляются главному инженеру РћРђРћ Рё начальнику отдела эксплуатации РћРђРћ РњРќ. 12.4.9 Отдел эксплуатации РћРђРћ РњРќ несёт ответственность Р·Р° исполнение мероприятий РїРѕ ликвидации последствий аварийных разливов, соблюдения запланированных объёмов работ, утверждённых СЃСЂРѕРєРѕРІ РёС… выполнения. 13 РћРҐР РђРќРђ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, РћРҐР РђРќРђ ТРУДА Р РћРҐР РђРќРђ ОБЪЕКТОВ РњРђР“РСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ13.1 Охрана окружающей средыОрганизация природоохранной деятельности предприятий 13.1.1 Деятельность РћРђРћ РњРќ, его филиалов Рё структурных подразделений РїРѕ охране окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды РЅР° магистральных нефтепроводах регламентируется федеральными законами: РћР± охране окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды, Рћ недрах, РћР± экологической экспертизе, РћР± отходах производства Рё потребления, Рћ санитарно-эпидемиологическом благополучии населения, Водным кодексом, Земельным кодексом, Лесным кодексом Рё РґСЂСѓРіРёРјРё Законодательными актами Р Р¤ Рё ее субъектов, Р° также нормативными документами, принятыми РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 13.1.2 Начальник отдела экологической безопасности Рё рационального природопользования несет ответственность Р·Р° природоохранную деятельность РћРђРћ РњРќ. 13.1.3 Начальник отдела экологической безопасности Рё рационального природопользования обязан: - знать экологическую опасность объектов РњРќ, принимать участие РІ разработке ежегодной Программы экологической безопасности предприятия. Осуществлять контроль Р·Р° её неукоснительным выполнением; - контролировать соблюдение природоохранного законодательства. Обеспечивать рациональное использование природных ресурсов РЅР° всех этапах производственных процессов; - обеспечивать наличие разрешительной природоохранной документации (разрешений РЅР° выбросы, СЃР±СЂРѕСЃС‹, размещение отходов), своевременное оформление Рё получение лицензий, разработку Рё согласование томов ПДВ, ПДРО, нормативов ПДС, экологических паспортов; - РЅРµ допускать фактов сверхнормативных выбросов, СЃР±СЂРѕСЃРѕРІ, размещения отходов; - обеспечить экоаналитический контроль РїРѕ всем видам загрязнения, ежегодно согласовывать РІ контролирующих органах схемы Рё графики экоаналитического контроля; - участвовать РІ РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏС… РїРѕ расследованию причин аварий, связанных СЃ экологическим ущербом, разрабатывать мероприятия РїРѕ ликвидации аварийных последствий, контролировать РёС… выполнение; - принимать участие РІ работе РїРѕ укомплектованию производственных объектов техническими средствами Рё материалами РїРѕ ликвидации нефтяных загрязнений, контролировать организацию работы природоохранного оборудования; - принимать незамедлительные меры Рє устранению обнаруженных нарушений природоохранного законодательства. 13.1.4 Р’ РћРђРћ РњРќ Рё его филиалах должны быть разработаны Положения РѕР± организации природоохранной деятельности организации, предусматривающие права, обязанности, ответственность, РїРѕСЂСЏРґРѕРє взаимодействия должностных лиц, структурных подразделений Рё служб РїРѕ выполнению требований природоохранного законодательства Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации Рё ее субъектов. 13.1.5 Р’ РћРђРћ РњРќ, его филиалах Рё структурных подразделениях должны ежегодно разрабатываться Рё согласовываться СЃ местными экологическими организациями исполнительной власти мероприятия РїРѕ охране окружающей среды, предусматривающие сокращение выбросов РІ атмосферу, СЃР±СЂРѕСЃРѕРІ сточных РІРѕРґ, образования отходов производства, рекультивацию нарушенных Рё загрязненных земель, рекультивацию шламонакопителей Рё РїСЂСѓРґРѕРІ отстойников, внедрение систем оборотного водообеспечения, реконструкцию очистных сооружений, сокращение эксплуатационных потерь нефти. 13.1.6 Проекты строительства Рё реконструкции объектов РњРќ РІ обязательном РїРѕСЂСЏРґРєРµ должны содержать раздел "Охрана окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды". 13.1.7 РџСЂРё подготовке проектной документации РЅР° строительство Рё реконструкцию объектов РњРќ должна осуществляться процедура оценки воздействия последствий реализации этих проектов РЅР° окружающую среду (РћР’РћРЎ) РІ соответствии СЃ Положением РѕР± оценке воздействия РЅР° окружающую среду РІ Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации, РЎРќРёРџ 11-01 Рё РЎРџ 11-102-97. 13.1.8 Проекты строительства Рё реконструкции объектов РњРќ должны согласовываться природоохранными органами Рё проходить государственную экологическую экспертизу согласно Закону Р Р¤ РћР± экологической экспертизе Рё Положению Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ проведения государственной экологической экспертизы. 13.1.9 Документы, лимитирующие загрязнение воздушной среды (разрешение РЅР° выброс загрязняющих веществ РІ атмосферу) Рё РІРѕРґРЅРѕР№ среды (разрешение РЅР° СЃР±СЂРѕСЃ загрязняющих веществ РЅР° рельеф местности), лицензия РЅР° водопользование, разрешение РЅР° размещение отходов Рё иные разрешительные документы (лицензии) должны оформляться Рё переоформляться РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленном законодательством Р Р¤ Рё ее субъектов. 13.1.10 РћРђРћ РњРќ Рё его филиалы должны обеспечивать проведение инвентаризации стационарных Рё передвижных источников выбросов вредных веществ РІ атмосферу, СЃР±СЂРѕСЃРѕРІ загрязняющих веществ, отходов производства. Рнвентаризацию выполняют силами эксплуатирующей РњРќ организации. РќР° основании результатов инвентаризации эксплуатирующие организации должны разрабатывать Рё согласовывать РІ природоохранных организациях органов исполнительной власти нормативы предельно допустимых выбросов, СЃР±СЂРѕСЃРѕРІ, проекты нормативов образования отходов Рё лимитов РёС… размещения, паспорта РЅР° опасные отходы Рё предельно допустимые СЃР±СЂРѕСЃС‹. 13.1.11 РќР° РќРџРЎ (ЛПДС) Рё вспомогательные производства должны быть разработаны экологические паспорта РІ соответствии СЃ ГОСТ 17.0.0.04. Паспорта разрабатываются специализированными организациями, имеющими лицензию РЅР° данный РІРёРґ деятельности, или предприятиями, эксплуатирующими РњРќ, согласовываются Рё регистрируются местными экологическими организациями исполнительной власти. 13.1.12 Производственные объекты РњРќ повышенной опасности подлежат обязательному страхованию, которое предусматривает ответственность Р·Р° причинение вреда жизни, Р·РґРѕСЂРѕРІСЊСЋ или имуществу РґСЂСѓРіРёС… лиц Рё окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среде, допустимо добровольное страхование Р·Р° возможный ущерб, причиняемый РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среде хозяйственной деятельностью предприятий РњРќ, РІ соответствии СЃ Законом Р Р¤ Рћ промышленной безопасности опасных промышленных объектов. 13.1.13 Организация отчетности РїРѕ вопросам природопользования Рё природоохранной деятельности РћРђРћ РњРќ Рё филиалов проводится РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленном законодательством Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации Рё ее субъектов, РІ соответствии СЃ требованиями Компании. 13.1.14 Должностные лица предприятий РњРќ Рё организаций, физические лица, РїРѕ РІРёРЅРµ которых произошли экологические нарушения, несут дисциплинарную, административную, либо уголовную, гражданско-правовую, материальную ответственность РІ соответствии СЃ действующим законодательством Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации. 13.1.15 Р’ случае возникновения существенных разногласий СЃ контролирующими природоохранными органами, Р° также СЃ органами местного самоуправления РїРѕ вопросам охраны окружающей среды РЅР° РњРќ, РїРѕ инициативе предприятий РњРќ может быть организован экологический аудит предприятий РњРќ СЃ привлечением независимых аудиторов, имеющих лицензию РЅР° данный РІРёРґ деятельности. Основные экологические требования Рє эксплуатации объектов РњРќ 13.1.16 Р’СЃРµ работы РїРѕ эксплуатации, техническому обслуживанию Рё ремонту объектов магистральных нефтепроводов должны выполняться РІ соответствии СЃ требованиями природоохранного законодательства Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации Рё ее субъектов. 13.1.17 РќР° объектах РњРќ должен быть обеспечен инструментальный контроль Р·Р° соблюдением разрешенных объемов РЅР° выбросы, СЃР±СЂРѕСЃС‹, Р·Р° размещением производственных Рё бытовых отходов, Р° также, РїСЂРё необходимости, Р·Р° РґСЂСѓРіРёРјРё возможными вредными техногенными воздействиями РЅР° окружающую среду. 13.1.18 Природоохранная деятельность предприятий РњРќ РїСЂРё использовании земель, сельскохозяйственных Рё лесных СѓРіРѕРґРёР№ должна определяться Земельным законодательством Р Р¤, Лесным кодексом Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации, Положением РѕР± управлении государственным контролем Р·Р° использованием Рё охраной земель. 13.1.19 Сельскохозяйственные земли, лесные СѓРіРѕРґСЊСЏ, нарушенные или загрязненные нефтью РІ процессе эксплуатации, ремонта трубопроводных объектов или аварийных разливов нефти, должны быть приведены РІ РїСЂРёРіРѕРґРЅРѕРµ (РїРѕ назначению) состояние. 13.1.20 Подрядчики, работающие РЅР° трубопроводных объектах РњРќ, должны иметь соответствующие лицензии РЅР° выполняемые РёРјРё РІРёРґС‹ работ Рё соблюдать требования РїРѕ охране окружающей среды. 13.1.21 Мероприятия РїРѕ ликвидации последствий возможных аварий включают РІ себя: - разработку Рё согласование СЃ местными природоохранными Рё РґСЂСѓРіРёРјРё заинтересованными органами мероприятий РїРѕ ликвидации последствий аварии; - организацию СЃР±РѕСЂР° разлитой нефти; - организацию производственного экологического контроля Р·Р° состоянием нарушенных компонентов окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды; - определение компенсационных выплат Р·Р° ущерб, нанесенный окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среде аварией; - организацию отбора арбитражных РїСЂРѕР± РїСЂРё разногласиях СЃ контролирующими природоохранными органами; - организацию работ РїРѕ восстановлению (рекультивации) земельных СѓРіРѕРґРёР№. Производственный экологический контроль 13.1.22 Р’ соответствии СЃ Федеральным Законом РћР± охране окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды РІ организациях, эксплуатирующих магистральные нефтепроводы, должен быть организован производственный экологический контроль Р·Р° состоянием окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды. 13.1.23 РџРѕСЂСЏРґРѕРє организации производственного экологического контроля определяется РІ соответствии СЃ разрешениями РЅР° выбросы, СЃР±СЂРѕСЃС‹ вредных веществ РЅР° размещение отходов СЃ требованиями природоохранных организаций исполнительной власти, Р° также СЃ положениями, разработанными Рё утвержденными организациями РњРќ РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ Федерального Закона «Об охране окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды». Периодичность Рё объем инструментального аналитического контроля Р·Р° состоянием РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды должен быть согласован СЃ природоохранными организациями органов исполнительной власти. 13.1.24 Лаборатории РћРђРћ РњРќ, осуществляющие инструментальный аналитический контроль, должны иметь соответствующую область аккредитации Рё выполнять анализы РїРѕ методикам, внесенным РІ государственный реестр. Р’ случае отсутствия РІ РћРђРћ РњРќ собственных лабораторий, анализы РјРѕРіСѓС‚ выполняться сторонними организациями, имеющими лицензии РЅР° данный РІРёРґ деятельности. 13.2 Охрана труда13.2.1 РџРѕСЂСЏРґРѕРє организации работы РїРѕ обеспечению безопасных условий труда РЅР° предприятиях Рё подразделениях магистрального нефтепроводного транспорта определяется законодательством Рѕ труде Р Р¤, общегосударственными Рё отраслевыми нормативными документами РІ области охраны труда, Р° также Системой организации работ РїРѕ охране труда Рё промышленной безопасности РЅР° нефтепроводном транспорте, действующей РІ Компании. 13.2.2 Основным принципом деятельности организаций Компании РІ области охраны труда является признание приоритета жизни Рё Р·РґРѕСЂРѕРІСЊСЏ работников. 13.2.3 Основным направлением работ РїРѕ охране труда РІ организациях Компании является планомерное осуществление комплекса организационно-технических мероприятий РїРѕ созданию здоровых Рё безопасных условий труда РЅР° всех СѓСЂРѕРІРЅСЏС… производства, что реализуется: - обеспечением безопасной эксплуатации производственного оборудования, безопасности производственных процессов Рё технологий; - обеспечением работающих необходимыми санитарно-бытовыми устройствами, помещениями Рё надлежащим РёС… содержанием; - обеспечением работающих средствами индивидуальной Рё коллективной защиты, РІ С‚.С‡. термостойкой одеждой, выполняющих огневые работы; - установлением единого РїРѕСЂСЏРґРєР° организации Рё проведения инструктажей работающих безопасным методам Рё приемам труда; - укреплением трудовой Рё производственной дисциплины, РІ С‚.С‡. РІ вопросах соблюдения правил Рё РЅРѕСЂРј РїРѕ охране труда всеми категориями работников - РѕС‚ исполнителей РґРѕ руководителей работ. 13.2.4 Общее руководство Рё ответственность Р·Р° организацию работы РїРѕ охране труда РІ РћРђРћ РњРќ, филиалах Рё структурных подразделениях возлагается РЅР° генерального директора РћРђРћ РњРќ. Непосредственное руководство организацией работы РїРѕ охране труда РІ РћРђРћ РњРќ возлагается РЅР° главного инженера. Методическое руководство Рё координация работ РїРѕ охране труда РІ РћРђРћ РњРќ, филиалах Рё структурных подразделениях возлагается РЅР° руководителя службы охраны труда РћРђРћ РњРќ. Ответственность Р·Р° организацию работ РїРѕ обеспечению безопасных Рё здоровых условий труда РїРѕ направлениям деятельности организации возлагается РЅР° руководителей соответствующих служб Рё отделов этой организации. 13.2.5 Обязанности руководителей Рё должностных лиц РћРђРћ РњРќ, филиалов Рё РёС… подразделений РІ области охраны труда РїРѕ направлениям РёС… деятельности должны быть отражены РІ должностных инструкциях, положениях РѕР± отделах Рё службах. Должностные инструкции Рё положения разрабатываются руководством организации РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ требований нормативных Рё руководящих документов СЃ учетом существующей структуры, штатов Рё функций. 13.2.6 Контроль Р·Р° состоянием охраны труда РІ РћРђРћ РњРќ Рё его филиалах магистральных нефтепроводов должен быть направлен РЅР° получение информации РѕР± условиях труда работающих, выявление отклонений РѕС‚ требований стандартов РїРѕ безопасности труда (ССБТ), РЅРѕСЂРј Рё правил органов государственного надзора Рё контроля, РґСЂСѓРіРѕР№ нормативной документации РїРѕ охране труда, проверку выполнения службами Рё подразделениями СЃРІРѕРёС… обязанностей РІ области охраны труда, РЅР° принятие эффективных мер РїРѕ устранению выявленных недостатков. 13.2.7 Для осуществления контроля Р·Р° состоянием охраны труда РІ организациях должны создаваться РєРѕРјРёСЃСЃРёРё производственного контроля (РљРџРљ). РџРѕСЂСЏРґРѕРє организации Рё деятельность РљРџРљ осуществляется РІ соответствии СЃ Положением Рѕ РљРџРљ РІ РћРђРћ РњРќ. 13.2.8 РЎ целью определения соответствия фактического состояния условий труда требованиям правил Рё РЅРѕСЂРј безопасности, принятия необходимых мер РїРѕ устранению выявленных несоответствий должна проводиться санитарно-техническая паспортизация объектов РњРќ. Паспортизации подлежат объекты, РЅР° которых возможны воздействия опасных Рё вредных факторов РЅР° работающих. Перечень объектов, подлежащих паспортизации, определяется службой охраны труда совместно СЃ руководителями филиалов Рё структурных подразделений Рё утверждается главным инженером РћРђРћ РњРќ. Паспортизация осуществляется РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленном РІ организации Рё РІ соответствии СЃ требованиями РДС 39-055-85. 13.2.9 Р’ подразделениях РћРђРћ РњРќ должна проводиться аттестация рабочих мест РїРѕ условиям труда. РџСЂРё аттестации оцениваются условия труда, определяются Рё регламентируются степень вредности, опасности, тяжести Рё напряженности труда РЅР° конкретных рабочих местах. РЎСЂРѕРєРё проведения аттестации устанавливаются организацией СЃ учетом изменения условий труда, РЅРѕ РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 5 лет. 13.2.10 Аттестация рабочих мест РІ подразделениях РћРђРћ РњРќ проводится РІ соответствии СЃ Положением Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ проведения аттестации рабочих мест РїРѕ условиям труда. 13.2.11 РќР° РѕСЃРЅРѕРІРµ положений, установленных Системой стандартов безопасности труда (ССБТ), Рё РґСЂСѓРіРёС… нормативных документов, РІ РћРђРћ РњРќ должны разрабатываться стандарты организации РїРѕ безопасности труда. Р’ документах РїРѕ вопросам безопасности труда РЅР° СѓСЂРѕРІРЅРµ организации излагаются требования РїРѕ: - организации работ РїРѕ обеспечению безопасности труда; - планированию работ РїРѕ безопасности труда; - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ стимулирования работы РїРѕ обеспечению безопасности труда; - организации обучения Рё инструктажа работающих РїРѕ безопасности труда; - организации контроля Р·Р° безопасностью труда; - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ надзора Р·Р° объектами повышенной опасности; - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ аттестации персонала, обслуживающего объекты повышенной опасности; - методам оценки работы РїРѕ обеспечению безопасности труда РІ подразделениях Рё службах; - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ проведения анализа причин производственного травматизма, профессиональных заболеваний; - организации работы РїРѕ обеспечению пожарной безопасности; - РїРѕСЂСЏРґРєСѓ проведения нормоконтроля конструкторской Рё технологической документации РЅР° полноту изложения требований безопасности труда; - методам Рё РїРѕСЂСЏРґРєСѓ проведения измерений для оценки безопасности труда; - организации контроля Р·Р° внедрением Рё соблюдением стандартов РїРѕ охране труда; - обеспечению, эксплуатации, СѓС…РѕРґСѓ Рё содержанию средств защиты работающих РЅР° производстве; - организации Рё проведению обязательных РїСЂРё поступлении РЅР° работу Рё периодических медицинских осмотров работников. 13.2.12 Спецодежда, спецобувь Рё РґСЂСѓРіРёРµ средства индивидуальной защиты, применяемые РІ подразделениях РћРђРћ РњРќ, должны иметь сертификат соответствия. Требования Рє испытаниям, эксплуатации Рё СѓС…РѕРґСѓ Р·Р° средствами индивидуальной Рё коллективной защиты определяются соответствующими стандартами Рё техническими условиями. 13.2.13 Р’ РћРђРћ РњРќ должны разрабатываться инструкции РїРѕ охране труда. Рнструкция РїРѕ охране труда учитывает специфику организации, технологии производства РІ РћРђРћ РњРќ, применяемого оборудования Рё средств защиты работающих. Рнструкции РїРѕ охране труда РјРѕРіСѓС‚ разрабатываться РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ типовых Рё должны соответствовать требованиям трудового законодательства Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации, стандартов СБТ, Положения Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ разработки, утверждения правил Рё инструкций РїРѕ охране труда Рё Методических указаний РїРѕ разработке правил Рё инструкций РїРѕ охране труда. 13.2.14 Рнструкция РїРѕ охране труда - РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ документ РїРѕ охране труда для персонала РЅР° рабочем месте. Рнструкция является нормативным документом, требования которого обязательны для работающих. 13.2.15 Рнструкции РїРѕ охране труда (РІ соответствии СЃ профессией или выполняемой работой) должны находиться РЅР° рабочих местах. Р’СЃРµ рабочие места должны быть обеспечены плакатами РїРѕ охране труда, знаками безопасности, аптечками. 13.2.16 Обучение работников безопасным методам труда должно проводиться РІРѕ всех подразделениях РћРђРћ РњРќ независимо РѕС‚ характера, сложности Рё степени опасности производства, Р° также РѕС‚ стажа работы, образования Рё квалификации работников РїРѕ данной профессии или должности. 13.2.17 РџРѕСЂСЏРґРѕРє обучения Рё РІРёРґС‹ инструктажа работников безопасным методам работы, организация проведения проверки знаний рабочих Рё специалистов РїРѕ вопросам безопасности труда РЅР° предприятии должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004, Положения Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ подготовки Рё аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору Р РѕСЃСЃРёРё Рё нормативных документов РїРѕ безопасности труда. 13.2.18 Для более глубокого усвоения Рё закрепления знаний правил Рё РЅРѕСЂРј безопасности РїСЂРё выполнении часто повторяющихся работ Рё операций проводится повторный (периодический) инструктаж РїРѕ безопасному ведению работ: для рабочих, занятых РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј производстве, - через каждые 3 месяца работы, для рабочих, РЅРµ связанных СЃ производством (уборщиков, подсобных рабочих Рё РґСЂ.), - через 6 месяцев. Перечень профессий рабочих, СЃ которыми инструктаж должен проводиться РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 6 месяцев, определяется руководителем РћРђРћ, эксплуатирующего РњРќ. 13.2.19 Руководители Рё специалисты РћРђРћ Рё его отделений, специалисты служб охраны труда, Р° также иные должностные лица, связанные СЃ деятельностью, которая может вызвать производственную травму, профессиональные заболевания или снижение работоспособности работника, обязаны РЅРµ реже РѕРґРЅРѕРіРѕ раза РІ 5 лет повышать СЃРІРѕСЋ квалификацию РїРѕ охране труда РІ республиканских или отраслевых учебных центрах согласно действующей РќРўР”. 13.2.20 Оснащение производственного оборудования Рё трубопроводных объектов предприятий приспособлениями, приборами, предусмотренными средствами безопасности, улучшающими условия труда Рё повышающими его безопасность, должно осуществляться РЅР° предприятиях РІ соответствии СЃ нормативами. 13.2.21 Персонал подразделений РћРђРћ РњРќ должен обеспечиваться средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецпитанием Рё РґСЂСѓРіРёРјРё предусмотренными средствами согласно установленным РІ организации перечнем Рё нормам. 13.2.22. Рћ каждом несчастном случае работники РћРђРћ РњРќ обязаны сообщить руководителю. Расследование Рё учет несчастных случаев осуществляется РІ соответствии СЃ Положением Рѕ расследовании Рё учете несчастных случаев РЅР° производстве. Расследование несчастных случаев должно осуществляться комиссией, результаты расследования оформляются актом. Р’ акте указываются причины Рё обстоятельства несчастного случая, виновные лица Рё необходимые меры РїРѕ предотвращению подобных случаев. 13.2.23 Работники РћРђРћ РњРќ всех уровней, нарушающие законодательство Рѕ труде, правила Рё РЅРѕСЂРјС‹ охраны труда, РЅРµ выполняющие СЃРІРѕРё должностные обязанности Рё предписания органов государственного надзора Рё контроля, приказы Рё распоряжения руководства организации, несут ответственность РІ установленном законом РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 13.3 Управление промышленной безопасностью13.3.1 Трубопроводные объекты РћРђРћ РњРќ относятся Рє категории опасных производственных объектов. Опасным производственным объектом РїСЂРё транспортировании нефти является магистральный нефтепровод РІ составе: - линейная часть магистрального нефтепровода; - РќРџРЎ, РџРќР‘, РџРџРќ, РЎРЎРќ; - пункты сдачи, перевалки, налива нефти РЅР° РґСЂСѓРіРѕР№ РІРёРґ транспорта; - РґСЂСѓРіРёРµ опасные производственные объекты, входящие РІ состав РњРќ, согласно Закону Рћ промышленной безопасности опасных производственных объектов. 13.3.2 Организация работ РїРѕ обеспечению промышленной безопасности РїСЂРё эксплуатации магистрального нефтепровода осуществляется РЅР° основании Федерального Закона Рћ промышленной безопасности опасных производственных объектов, Постановления Правительства Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации РѕС‚ 10.03.99 в„– 263 Рё РґСЂСѓРіРёС… действующих правовых актов Рё нормативных документов. 13.3.3 Система управления промышленной безопасностью производственных объектов магистральных нефтепроводов должна предусматривать: - идентификацию опасных производственных объектов; - лицензирование деятельности РїРѕ эксплуатации; - организацию эксплуатации РњРќ СЃ соблюдением требований нормативных документов; - непрерывный контроль (мониторинг) состояния безопасности объектов; - оценку состояния безопасности объектов Рё РїСЂРѕРіРЅРѕР· его изменения; - выработку методов Рё планов поддержания безопасности объектов РІ пределах РЅРѕСЂРј или допустимых СЂРёСЃРєРѕРІ Рё реализацию этих планов; - поддержание РІ готовности систем управления Рё оповещения, СЃРёР» Рё средств РїРѕ ликвидации аварий Рё РёС… последствий РЅР° РњРќ, взаимодействие СЃ формированиями МЧС Р РѕСЃСЃРёРё; - взаимодействие СЃ органами государственного надзора Рё контроля; - обязательное страхование СЂРёСЃРєРѕРІ ответственности Р·Р° причинение вреда РїСЂРё эксплуатации опасных производственных объектов; - разработку деклараций безопасности объектов РњРќ. 13.3.4 Организация функционирования системы управления промышленной безопасностью РЅР° объектах РњРќ возлагается РЅР° руководство РћРђРћ РњРќ, филиалов РћРђРћ РњРќ Рё РёС… подразделений, эксплуатирующих опасные производственные объекты. 13.4 Охрана объектов магистральных нефтепроводов13.4.1 Охрана РѕСЃРѕР±Рѕ важных Рё режимных объектов магистральных нефтепроводов осуществляется подразделениями ведомственной военизированной охраны (Р’Р’Рћ) Рё службой безопасности (РЎР‘) согласно установленному перечню РІ соответствии СЃ Законом Р Р¤ Рћ ведомственной охране. Ответственность Р·Р° состояние служебной деятельности подразделений ведомственной военизированной охраны Рё службы безопасности несут руководители РћРђРћ РњРќ, начальник службы безопасности Рё ведомственной военизированной охраны. 13.4.2 Деятельность, численность, оснащенность ведомственной военизированной охраны регламентируется Положением Рѕ Р’Р’Рћ Рё включает обеспечение охраны объектов РњРќ, контроль Р·Р° проведением пожарно-профилактической работы, поддержанием противопожарного режима РЅР° охраняемых объектах. Деятельность РЎР‘ регламентируется Федеральным Законом Рћ частной детективной Рё охранной деятельности РІ Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации. 13.4.3 Основными задачами РћРђРћ РњРќ РїРѕ обеспечению охраны Рё безопасности функционирования объектов магистральных нефтепроводов являются: - организация охраны нефтеперекачивающих станций, перевалочных нефтебаз Рё РґСЂСѓРіРёС… жизненно важных объектов магистральных нефтепроводов; - обеспечение РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕРіРѕ Рё внутриобъектового режимов; - внедрение РІ систему охраны новых эффективных инженерно-технических средств охраны, поддержание РёС… РІ исправном состоянии; - проведение проверок несения службы дежурными нарядами Рё комплексных обследований объектов охраны, устранение выявленных недостатков. 13.4.4 Система охраны трубопроводных объектов должна оборудоваться инженерно-техническими средствами охраны (РРўРЎРћ) РІ соответствии СЃ проектом, перечень которых РІ общем РІРёРґРµ включает: - периметральное ограждение территории; - охранно-пожарную сигнализацию; - периметральное освещение; - охранное освещение площадок; - выделение запретных Р·РѕРЅ; - контрольно-пропускные (проездные) пункты; - охранную сигнализацию РїРѕ периметру ограждения; - оснащение постов охраны РІ соответствии СЃ выполняемыми задачами; - постовую, телефонную СЃРІСЏР·СЊ Рё сигнализацию. 13.4.5 Оснащение объектов РњРќ инженерно-техническими средствами охраны, РёС… состав, РїРѕСЂСЏРґРѕРє эксплуатации, технического обслуживания Рё ремонта, ведение служебной документации регламентируются отраслевыми Рё ведомственными документами. 13.4.6 Для обеспечения четких Рё согласованных действий дежурных нарядов, команд охраны разрабатывается план охраны объекта РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ положения РїРѕ охране объектов РњРќ. 13.4.7 Защита экономических Рё коммерческих интересов РћРђРћ РњРќ осуществляется специальной службой РІ соответствии СЃ законодательством Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации. Руководители охраняемых объектов обязаны обеспечивать поддержание средств охраны РІ исправности, своевременно организовывать РёС… профилактическое обслуживание Рё ремонт. 13.4.8 Руководителям РћРђРћ РњРќ, его филиалов совместно СЃ местной администрацией Рё территориальными органами РњР’Р” Рё ФСБ Р РѕСЃСЃРёРё надлежит систематически осуществлять комплексное обследование объектов РѕСЃРѕР±РѕР№ важности Рё разрабатывать мероприятия РїРѕ обеспечению безопасности каждого РёР· РЅРёС…. Приложение Рђ(Справочное) ПЕРЕЧЕНЬ РќРћР РњРђРўРВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, РќРђ КОТОРЫЕ РМЕЮТСЯ ССЫЛКРВ РќРђРЎРўРћРЇР©РРҐ РџР РђР’РЛАХ1. Закон Р Р¤ "РћР± обеспечении единства измерений" РїСЂРёРЅСЏС‚ Верховным Советом РѕС‚ 01.06.93 в„– 4872-1, редакция РѕС‚ 02.06.93. 2. Закон Р Р¤ "РћР± охране окружающей РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕР№ среды" Указ Президента в„– 2060-1 РѕС‚ 19.12.91. 3. Закон Р Р¤ " Рћ недрах" РѕС‚ 21.02.92 в„– 2395-1 редакция РѕС‚ 10.01.99. 4. Закон Р Р¤ "РћР± экологической экспертизе" РѕС‚ 23.11.95 в„– 174-ФЗ, редакция РѕС‚ 15.04.98. 5. Закон Р Р¤ "РћР± отходах производства Рё потребления" в„– 89-ФЗ РѕС‚ 24.06.98. 6. Закон Р Р¤ "Рћ промышленной безопасности опасных промышленных объектов" РѕС‚ 21.07.97 в„– 116-ФЗ. 7. Закон Р Р¤ "Рћ СЃРІСЏР·Рё" РїСЂРёРЅСЏС‚ Гос. Думой Р Р¤ 20.01.95. 8. Закон Р Р¤ "Рћ санитарно-эпидемиологическом благополучии населения" РѕС‚ 30.03.99 в„– 52-ФЗ. 9. Закон Р Р¤ "Рћ ведомственной охране" одобрен Советом Федерации РѕС‚ 31.03.99 в„– 77-ФЗ. 10. Закон Р Р¤ "Рћ частной детективной Рё охранной деятельности РІ Р Р¤" РѕС‚ 11.03.92 в„– 2487-1. 11. Водный кодекс Р Р¤, утв. Указом Президента Р Р¤ в„– 167-ФЗ РѕС‚ 18.11.95. 12. Земельный кодекс РСФСР№ 1103-1 РѕС‚ 24.04.91. 13. РћСЃРЅРѕРІС‹ лесного законодательства Р Р¤ РѕС‚ 06.03.93 в„– 4613-1. 14. ГОСТ 8.346-79. Резервуары стальные горизонтальные. Методы Рё средства поверки. 15. ГОСТ 9.602-89. Единая система защиты РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё Рё старения. Сооружения подземные. Общие требования Рє защите РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё. 16. ГОСТ 12.0.004-90. ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения. 17. ГОСТ 17.0.0.04-90. Охрана РїСЂРёСЂРѕРґС‹. Ркологический паспорт промышленного предприятия. Основные положения. 18. ГОСТ 1510-84. Нефть Рё нефтепродукты. Упаковка, маркировка, транспортирование Рё хранение. 19. ГОСТ 9965-76. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия. 20. ГОСТ 22782.0-81. Рлектрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования Рё методы испытаний. 21. ГОСТ Р 51164-98. РўСЂСѓР±РѕРїСЂРѕРІРѕРґС‹ стальные магистральные. Общие требования Рє защите РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё. 22. РЎРќРёРџ 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция Рё кондиционирование. 23. РЎРќРёРџ 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. РќРѕСЂРјС‹ проектирования. 24. РЎРќРёРџ 2.11.03-93. Склады нефти Рё нефтепродуктов. 25. РЎРќРёРџ 3.01.01-85*. Организация строительного производства. 26. РЎРќРёРџ 3.01.04-87. Приемка РІ эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения. 27. РЎРќРёРџ 3.04.03-85. Защита строительных конструкций Рё сооружений РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё. Правила производства Рё приемки работ. 28. РЎРќРёРџ 3.05.05-84. Технологическое оборудование Рё технологические трубопроводы. 29. РЎРќРёРџ 3.05.05-85. Рлектротехнические устройства. 30. РЎРќРёРџ 11-01-95. Рнструкция Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ разработки, согласования, утверждения Рё составе проектной документации РЅР° строительство предприятий, зданий Рё сооружений Рё РДС. 31. РЎРќРёРџ II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий. 1995. 32. РЎРќРёРџ III-18-75. Металлические конструкции. 33. РЎРќРёРџ III-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства Рё приемки работ. 34. РЎРџ 11-102-97. Рнженерно-экологические изыскания для строительства. Введены 15.08.97. Госстрой Р РѕСЃСЃРёРё, Рњ., 1997. 35. Единые правила безопасности РїСЂРё взрывных работах (РџР‘ 13-01-92). Утв. постановлением Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё РѕС‚ 24.02.92 СЃ изменениями РѕС‚ 1995 Рі. 36. Правила безопасности РїСЂРё эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Рњ.: Недра, 1989. 37. Правила пожарной безопасности РїСЂРё эксплуатации магистральных нефтепроводов (Р’РџРџР‘ 01-05-99) (зарегистрированы ГУ ГПС РњР’Р” Р Р¤, введены СЃ 01.08.99). 38. Правила охраны магистральных трубопроводов. Утв. Минтопэнерго, 1992. 39. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов (Р Р” 39-00147105-015-98). - Уфа: РРџРўРР , 1998. 40. Правила техники безопасности РїСЂРё эксплуатации электроустановок потребителей. - РђРћ "Рнергосервис", 1994. 41. Правила эксплуатации электроустановок потребителей (РџРРРџ). Утв. Главгосэнергонадзором 31.03.92 СЃ изменениями Рё дополнениями РѕС‚ 30.09.93 в„– 42-6/8-РРў Рё РѕС‚ 14.11.94 в„– 42-6/34-РРў. 42. Правила устройства электроустановок (РџРЈР, 6-Рµ издание). 43. Правила технической эксплуатации первичных сетей взаимоувязанной сети СЃРІСЏР·Рё Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации. - Рњ.: Госкомсвязи Р РѕСЃСЃРёРё, 1998. 44. Правила охраны поверхностных РІРѕРґ РѕС‚ загрязнения сточными водами. - Рњ.: РР·Рґ. Юридическая литература, 1978. 45. РњР 1823-87. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерения геометрическим Рё объектным методами. - Казань: Р’РќРРР , 1987. 46. Методические указания РїРѕ разработке правил Рё инструкций РїРѕ охране труда. Утв. Минтруда Р РѕСЃСЃРёРё РѕС‚ 01.07.93 в„– 129 СЃ изменениями Рё дополнениями РѕС‚ 28.03.94. 47. РќРѕСЂРјС‹ РЅР° электрические параметры каналов тональной частоты магистральной Рё внутризоновых первичных сетей. - Рњ.: РњРёРЅСЃРІСЏР·Рё Р РѕСЃСЃРёРё, 1996. 48. РќРѕСЂРјС‹ РЅР° электрические параметры цифровых каналов Рё трактов магистральной Рё внутризоновых первичных сетей. - Рњ.: РњРёРЅСЃРІСЏР·Рё Р РѕСЃСЃРёРё, 1996. 49. Положение Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ подготовки Рё аттестации работников опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору Р РѕСЃСЃРёРё (Р Р” 04-265-99). Утв. приказом РѕС‚ 11.01.99 в„– 2. 50. Положение Рѕ расследовании Рё учете несчастных случаев РЅР° производстве. Утв. постановлением Правительства Р Р¤ РѕС‚ 11.03.99 в„– 279. 51. Положение Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ проведения государственной экологической экспертизы. Утв. постановлением Правительства Р Р¤ 22.09.93 в„– 942 РІ редакции РѕС‚ 11.06.96 в„– 698. 52. РџР 50.2.006-94. Поверка средств измерений. Организация Рё РїРѕСЂСЏРґРѕРє проведения. - Р’РќРРРњРЎ Госстандарта Р Р¤, 1994. 53. Р Р” 08-183-98. РџРѕСЂСЏРґРѕРє оформления Рё хранения документации, подтверждающей безопасность величины разрешенного рабочего давления РїСЂРё эксплуатации объекта магистрального трубопровода. Утв. постановлением Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё в„– 8 РѕС‚ 11.02.98. 54. РДС 39-055-85. ССБТ РІ нефтяной промышленности санитарно-техническая паспортизация РЅР° объектах нефтяной промышленности. Утв. приказом РњРќРџ РѕС‚ 03.10.85 в„– 570, введен СЃ 01.03.86. 55. Система организации работ РїРѕ охране труда Рё промышленной безопасности РЅР° нефтепроводном транспорте (РЎРћР РћРў). - РњРѕСЃРєРІР°, РђРљ "Транснефть", 2000. 56. РўРЈ 39-1623-93. Нефть российская, поставляемая для экспорта. Приложение Р‘(Рекомендуемое) ТЕРМРРќР« РОПРЕДЕЛЕНРРЇ
Приложение Р’(Справочное) РџР РНЯТЫЕ СОКРАЩЕНРРЇРђР’РџВ В В В В В В В В В В В В В - аварийно-восстановительные пункты РћРђР’РџВ В В В В В В В В В В В - опорный аварийно-восстановительный РїСѓРЅРєС‚ РђР’Р В В В В В В В В В В В В В В В - автоматическое включение резерва РђР’Р РЅР° РџРћР—В - автоматическое включение резервного насосного агрегата РЅР° полностью открытую задвижку РђРЎРЈВ В В В В В В В В В В В В В - автоматизированная система управления ЕАСУ            - единая автоматизированная система управления РђРЎРљРД         - автоматизированная система контроля исполнения РґРѕРіРѕРІРѕСЂРѕРІ РЅР° оказание транспортных услуг РїРѕ поставкам нефти БКНС            - блочная комплектная насосная станция Р’Р’РћВ В В В В В В В В В В В В В В - ведомственная военизированная охрана Р’РРЎВ В В В В В В В В В В В В В В - внутритрубный инспекционный снаряд ГПС МВД     - государственная пожарная служба Министерства внутренних дел ГСМ              - горючие смазочные материалы ДПД              - добровольная пожарная дружина Р”РРЎВ В В В В В В В В В В В В В В - дизельная электростанция Р—РРџВ В В В В В В В В В В В В В В - запасные части, инструменты, принадлежности РВЦ              - информационно-вычислительный центр РРљВ В В В В В В В В В В В В В В В В - измерительный канал РРўР В В В В В В В В В В В В В В В - инженерно-технические работники РљР—В В В В В В В В В В В В В В В В В В - контур заземления РљРџВ В В В В В В В В В В В В В В В В - контрольный РїСѓРЅРєС‚ РљРРџВ В В В В В В В В В В В В В - контрольно-измерительный РїСѓРЅРєС‚ РљРўРџВ В В В В В В В В В В В В В В - комплектные трансформаторные подстанции ЛВС               - локальная вычислительная сеть ЛПДС            - линейная производственно-диспетчерская станция ЛЧ                 - линейная часть Р›РРџВ В В В В В В В В В В В В В - линия электропередач РњРќВ В В В В В В В В В В В В В В В - магистральный нефтепровод МДП              - местный диспетчерский РїСѓРЅРєС‚ РќРђВ В В В В В В В В В В В В В В В В - насосный агрегат НД                 - нормативная документация РќРџРЎВ В В В В В В В В В В В В В - нефтеперекачивающая станция РќРџР’В В В В В В В В В В В В В В - нижний предел взрываемости РќРџР—В В В В В В В В В В В В В В В - нефтеперерабатывающий завод РќРЈРџВ В В В В В В В В В В В В В - необслуживаемый усилительный РїСѓРЅРєС‚ РћРђРћ РњРќВ В В В В В В - открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов (СЃРј. Рї. 62 термины Рё определения Приложение 1) РћРЈРџВ В В В В В В В В В В В В В - обслуживаемый усилительный РїСѓРЅРєС‚ РћР РЈВ В В В В В В В В В В В В В В - открытое распределительное устройство ПДВ              - предельно-допустимые выбросы ПДК              - предельно-допустимые концентрации ПЛВА            - план ликвидации возможных аварий ПНБ               - перевалочная нефтебаза РџРћР В В В В В В В В В В В В В В В - проект организации работ РџРџРњРќВ В В В В В В В В В В - подводный переход магистрального нефтепровода РџРЎРџВ В В В В В В В В В В В В В - приемо-сдаточный РїСѓРЅРєС‚ РџРџРќВ В В В В В В В В В В В В В - РїСѓРЅРєС‚ подогрева нефти РџРўРЈРЎВ В В В В В В В В В В В - производственно-техническое управление СЃРІСЏР·Рё РџРЈРВ В В В В В В В В В В В В В - правила устройства электроустановок ПТБ               - правила техники безопасности РџРўРВ В В В В В В В В В В В В В В - правила технической эксплуатации РџРРРџВ В В В В В В В В В В В - правила эксплуатации электроустановок потребителей Р РџВ В В В В В В В В В В В В В В В В В - резервуарный парк Р РЎРЈВ В В В В В В В В В В В В В В - ремонтно-строительное управление Р РЈРњРќВ В В В В В В В В В В - районное управление магистральных нефтепроводов РДП               - районный диспетчерский РїСѓРЅРєС‚ СДКУ            - автоматизированная система диспетчерского контроля Рё управления транспортом нефти РїРѕ магистральным нефтепроводам РЎРР—В В В В В В В В В В В В В В В - средства индивидуальной защиты РЎРВ В В В В В В В В В В В В В В В В - средства измерения РЎРРљРќВ В В В В В В В В В В В - система измерения качества Рё количества нефти РЎРљР—В В В В В В В В В В В В В В В - станция катодной защиты РЎРљРЈРўРћР В В В В В В В - автоматизированная система управления техническим обслуживанием Рё ремонтом объектов Рё сооружений магистральных нефтепроводов СУПЛАВ      - специализированные управления РїРѕ предотвращению Рё ликвидации аварий РЎРЎРќВ В В В В В В В В В В В В В В - станция смешения нефти РўРћР В В В В В В В В В В В В В В В - техническое обслуживание Рё ремонт ТДП               - территориальный диспетчерский РїСѓРЅРєС‚ ЦБПО            - центральная база производственного обслуживания ЦДП              - центральный диспетчерский РїСѓРЅРєС‚ ЦСТОР          - централизованная система технического обслуживания Рё ремонта ЩСУ             - щит управления РРҐР—В В В В В В В В В В В В В В В - электрохимическая защита Приложение Р“(Справочное) ПЕРЕЧЕНЬ
|
в„– РїРї |
Название объектов |
1 |
2 |
1 |
Трубопровод, включая ответвления, отводы, резервные нитки, лупинги, запорную арматуру, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы подключения нефтеперекачивающих и компрессорных станций, узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств, конденсатосборники, устройства для ввода метанолла |
2 |
Установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов, включая станции катодной защиты, анодные заземлители, дренажные установки, протекторы, воздушные и кабельные линии, контрольно-измерительные пункты, медносульфатные электроды, датчики электрохимического потенциала, воздушные линии к анодным заземлителям, оборудование телеконтроля защитного потенциала, кабельные линии связи, ОП, ОУП, НУП, НРП, радиорелейные линии связи, мачты с аппаратурой, пункты контроля и управления на линейной части, средства телемеханики, оборудование систем обнаружения утечек на МН |
3 |
Линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройств электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты трубопроводов, включая вдольтрассовые высоковольтные линии 6 (10) кВ, отпайки от местных источников для электроснабжения линейных потребителей, кабельные линии 6 (10) кВ, комплектные трансформаторные подстанции, пункты контроля управления, щиты станции управления, пуско-регулирующую аппаратуру и коммутационную аппаратуру, кабельные линии до 1 кВ |
4 |
Противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов, отводные канавы, защитные валы, земляные амбары, берегоукрепление, металлические емкости защитных сооружений, средства пожарной связи и сигнализации с помещениями приемных станций, пожарные депо, склады пенообразователя, огнетушащего порошка, пожарно-технического вооружения, системы газового тушения, системы оповещения людей о Пожаре, установки автоматической пожарной сигнализации |
5 |
Земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов |
6 |
Здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов, включая аварийно-восстановительные пункты (АВП), САВУ, СУПЛАВ, административно-бытовые и производственные помещения и сооружения, прожекторные мачты, антенные сооружения, мачты молниезащиты, склады имущества АВС, открытая стоянка аварийной техники, дома обходчиков, пункты наблюдения, стеллажи для хранения аварийного запаса труб, вертолетные площадки и постоянные дороги, расположенные вдоль трассы магистральных нефтепроводов и подъезды к ним, железнодорожные тупики для АВП, диспетчерские пункты |
7 |
Головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, компрессорные станции |
7.1 |
Головные и промежуточные перекачивающие станции, включая магистральные и подпорные насосные с основным и вспомогательным оборудованием и системами; площадки с вертикальными насосами; трубопоршневые поверочные установки; насосы центробежные НМ со сменным ротором с электроприводом; грузоподъемные механизмы; блок-боксы и камеры (площадки) регуляторов давления; блок-боксы глушения ударной волны; резервуарный парк; системы и установки улавливания паров нефти; молниезащита резервуарных парков; резервуары для масла и топлива; фильтры-грязеуловители; клапаны предохранительные; технологические нефтепроводы; емкости для сбора и утечек дренажа технологических трубопроводов; узлы технологических задвижек; узлы учета нефти; резервные системы коммерческого учета нефти; блок-боксы контроля качества; ультразвуковые счетчики; насосные станции водоснабжения и водотушения; помещения с электроприводными задвижками; канализационные насосные станции бытовых стоков и сточных вод; емкости сбора ударной волны с погружными насосами; станции биологической очистки сточных вод; сборники нефти, воды и стоков с насосными установками; сооружения для очистки производственно-дождевых сточных вод; резервуары противопожарного запаса воды; насосные станции второго подъема; станции подготовки питьевой воды; резервуары статического отстоя; иловые площадки; площадки для просушивания осадка; технологические помещения при резервуарах противопожарного запаса воды; котельные с топливной насосной и емкостями для топлива; системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации; сети противопожарного водопровода; устройства электроснабжения перекачивающих станций (в том числе, воздушные и кабельные линии и сети электроснабжения; подстанции с технологическим оборудованием; закрытые распредустройства; автономные источники электроснабжения и дизельные электростанции, прочее энергетическое и силовое оборудование); устройства автоматики, телемеханики, диспетчерской и громкоговорящей связи, радиофикации, пожарной и охранной сигнализации; лабораторное оборудование. Производственно-бытовые здания и сооружения, ограждения с охранной сигнализацией, в том числе, для персонала, работающего вахтовым методом; системы автоматического пенного пожаротушения с емкостями для пенообразователя, резервуары запаса пенораствора, емкости запаса воды для тушения пожаров и орошения резервуаров, насосными и растворопроводами; механические мастерские перекачивающих станций; монтажно-сварочные площадки; автомобильные дороги (внутриплощадочные и подъездные), автозаправочные станции; корпус управления (узел связи, подстанции, операторная, склад, лаборатория для анализа нефти; насосные станции с резервуарами противопожарного запаса воды и пенообразователя; контрольно-пропускные пункты, караульные помещения; охранная сигнализация зданий и складов; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов |
7.2 |
Наливные станции, включая резервуарный парк; наливные насосные станции; железнодорожные наливные устройства; фильтры-грязеуловители; узлы с предохранительными устройствами; узлы учета; технологические трубопроводы; системы контроля и доступа; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов |
7.3 |
Морские сливо-наливные пункты; причальные сооружения с технологической обвязкой; технологические трубопроводы с узлами регулирования и учета нефти; резервуарный парк; комплекс сооружений для очистки и доочистки балластных вод; технологические насосные; системы пожарной сигнализации, оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов |
7.4 |
Резервуарный парк, включая резервуары для хранения нефти; системы автоматики, контроля и измерения, дистанционного управления запорной арматуры, автоматического пожаротушения; пожарные депо |
8 |
Пункты подогрева нефти и нефтепродуктов, включая печи подогрева, технологические трубопроводы, системы внутренней циркуляции в коммуникациях, системы сдвига застывшей нефти в коммуникациях и магистральном нефтепроводе, системы топливообеспечения горелок печей, системы стационарного пожаротушения, оборудование, устройства и установки по энергообеспечению, контрольно-измерительные приборы и автоматика, амбары для пуска нефти при авариях; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов |
9 |
Указатели и предупредительные знаки, включая опознавательные, сигнальные, дорожные, предупредительные знаки вдоль трассы трубопроводов и на территориях перекачивающих и наливных станций |
10 |
Вспомогательные объекты, включая базы производственного обслуживания, базы технического обеспечения и комплектации оборудования, автотранспортные подразделения, ремонтно-строительные подразделения, цена технологического транспорта и спецтехники; склады взрывчатых материалов; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов |
(Справочное)
Таблица Е.1
Наименование помещений и наружных установок |
Категории помещений НПБ-105-95 |
Класс взрывопожароопасных Р·РѕРЅ (РџРЈР) |
Категория и группа взрывопожароопасной смеси (ГОСТ 12.1.011.078) |
Примечание |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||
I. Основные производственные помещения и наружные установки |
|||||||
1. Резервуары для нефти, нефтеловушки |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
2. Насосные станции по перекачке нефти |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
3. Помещения манифольдных узлов регулирования, ТПУ, блоков контроля качества нефти |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
4. Железнодорожные сливо-наливные эстакады для нефти и нефтепродуктов |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
5. Сливо-наливные причалы и пирсы для нефти и нефтепродуктов |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
6. Установки подогрева нефти (трубчатые печи) |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
7. Тоннели для нефтепроводов |
- |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
8. Вытяжные вентиляционные камеры взрывопожароопасных зон |
По категориям обслуживаемых помещений |
||||||
9. Приточные вентиляционные камеры в отдельных помещениях при наличии на воздуховодах обратных клапанов |
Рґ |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
10. Узлы задвижек, технологические колодцы, ТПУ открытого типа |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
II. Канализационные и очистные сооружения |
|||||||
11. Канализационные насосные станции для неочищенных стоков: |
|
|
|
|
|||
а) в зданиях |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
б) открытые |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
12. Канализационные насосные станции для очищенных стоков: |
|
|
|
|
|||
а) в зданиях |
Р” |
Рџ-I |
- |
|
|||
б) открытые |
- |
Рџ-II |
- |
|
|||
13. Канализационные насосные станции для уловленной нефти и осадков с очистных сооружений |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
14. Буферные резервуары для балластных вод |
- |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
15. Нефтеловушки: |
|
|
|
|
|||
а) закрытые |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
б) открытые |
- |
Р’-IРі 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
16. Резервуар-отстойник для балластных вод |
- |
Р’-IРі 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
17. Песколовки |
- |
Р’-IРі 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
18. Комплексы механической очистки: |
|
|
|
|
|||
а) отстойники |
Рђ |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
б) фильтры |
Р’3 |
Рџ-I |
- |
|
|||
19. Флотационные установки: |
|
|
|
|
|||
а) в зданиях |
Р’3 |
Рџ-I |
- |
|
|||
б) открытые |
- |
Рџ-III |
|
|
|||
20. Отделение окислительных колонок и дозировочных насосов, реагентные и контактные резервуары для обезжиривания стоков |
Р” |
Рџ-I |
- |
|
|||
21. Резервуары для очищенных стоков |
- |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
22. Рловые площадки для промышленных ливневых стоков Рё шлаконакопителей |
- |
Рџ-III |
|
|
|||
23. Биологические пруды |
- |
Рџ-III |
|
|
|||
III. Топливно-заправочные пункты (ТЗП) |
|||||||
24. Помещения ТЗП |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
25. Подземные резервуары для топлива |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
26. Стояки бензовозов при сливе топлива и смотровые колодцы подземных резервуаров |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
27. Топливозаправочные колонки |
- |
Р’-IРі 1, 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
IV. Вспомогательные объекты |
|||||||
28. Материальные склады: |
|
|
|
|
|||
а) при отсутствии горючих материалов и горючей упаковки |
Рґ |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
б) при наличии горючих материалов и горючей упаковки |
Р’3-Р’4 |
Рџ-IIР° |
- |
|
|||
29. Склады баллонов с горючими газами |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
30. Механические, сборочные, заготовительные цехи и участки |
Р” |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
31. Кузнечные, термические, сварочные цехи и участки |
Рі |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
32. Покрасочные отделения, краскоприготовительные участки |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
33. Деревообрабатывающие цехи и участки |
Р’1-Р’2 |
Рџ-II |
- |
|
|||
34. Закрытые стоянки автотранспорта |
Р’ |
Р’-IР± 3 |
- |
|
|||
35. Аккумуляторные: |
|
|
|
|
|||
а) зарядные агрегаты в одном помещении с аккумуляторной |
См. примечание 5 |
Р’-IР± 2 |
IIРЎ-Рў1 |
|
|||
б) помещения зарядных агрегатов |
-²- |
Р’-IР± |
IIРЎ-Рў1 |
|
|||
в) зарядные агрегаты в изолированном помещении |
Р” |
2 РЅРѕСЂРј. |
- |
|
|||
36. Котельные |
Рі |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
37. Лаборатории: |
|
|
|
|
|||
а) приемочные |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
б) весовые, титровальные |
Рђ |
Р’-IР° 2 |
IIРђ-РўР— |
|
|||
в) комнаты анализов |
Р“ |
РЅРѕСЂРј. |
- |
|
|||
38. Телефонные станции, радиоузлы, коммутаторы СЃРІСЏР·Рё, электрощитовые, операторные РљРРџРёРђ Рё С‚.Рї. помещения |
Р” |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
39. Закрытые распредустройства, трансформаторные подстанции с содержанием масла в единице оборудования более 60 кг |
Р’3-Р’4 |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
40. Пожарные насосные станции с дизелем |
Р“ |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
41. Склады пенообразователя, очистные сооружения хозфекальных стоков |
Р” |
РќРѕСЂРј. |
- |
|
|||
Примечания - 1. Категория помещения Рё класс Р·РѕРЅС‹ РјРѕРіСѓС‚ быть уточнены расчетом РІ соответствии СЃ РќРџР‘ 105-95 Рё РџРЈР. Например, категории помещений канализационных насосных станций для неочищенных стоков, отстойники, покрасочные отделения, приемные Рё весовые лаборатории можно снизить путем устройства РІ РЅРёС… аварийной вентиляции, определяя кратность её воздухообмена РїРѕ методике РќРџР‘ 105-95. 2. Р’ графе 3 над чертой приведен класс взрывоопасной Р·РѕРЅС‹ РїРѕ РџРЈР-86, Р° РїРѕРґ чертой - РїРѕ РЅРѕРІРѕР№ окончательной редакции главы 7.3 РџРЈР (7-РіРѕ издания). 3. Размеры взрывоопасной Р·РѕРЅС‹ Рё её класс уточняются РІ соответствии СЃ Рї. 7.3.8 Рё Рї.Рї. 7.3.47 Рё 7.3.49 проекта главы 7.3 РџРЈР (7-РіРѕ издания). 4. Категория Рё РіСЂСѓРїРїР° взрывоопасной смеси для дизельного топлива IIР’-РўР—. 5. Помещения аккумуляторных относятся Рє категории Р” или Р’4 РїСЂРё условии оборудования РёС… аварийной вентиляцией СЃ её РїСѓСЃРєРѕРј РѕС‚ автоматических газоанализаторов. Кратность воздухообмена аварийной вентиляции следует определять РїРѕ РќРџР‘ 105-95. |
|||||||
(Справочное)
Таблица Ж.1 - Минимальные защитные потенциалы
Условия прокладки и эксплуатации Трубопровода |
Минимальный защитный потенциал (В) относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения |
|
Поляризационный |
С омической составляющей |
|
1 |
2 |
3 |
Грунты СЃ удельным электрическим сопротивлением РЅРµ менее 10 РћРј×Рј Рё содержанием водорастворимых солей РЅРµ более 1 Рі РЅР° 1 РєРі грунта Рё РїСЂРё температуре транспортируемого продукта РЅРµ более 293 Рљ (20 °С) |
РњРёРЅСѓСЃ 0,85 |
РњРёРЅСѓСЃ 0,9 |
Грунты СЃ удельным электрическим сопротивлением менее 10 РћРј×Рј Рё содержанием водорастворимых солей более 1 Рі РЅР° 1 РєРі грунта, или опасном влиянии блуждающих токов промышленной частоты (50 Гц) Рё постоянных токов, или РїСЂРё возможной микробиологической РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё, или РїСЂРё температуре транспортируемого продукта РЅРµ более 293 Рљ (20 °С) |
РњРёРЅСѓСЃ 0,95 |
РњРёРЅСѓСЃ 1,05 |
Таблица Ж.2 - Максимальные защитные потенциалы
Условия прокладки и эксплуатации Трубопровода |
Минимальный защитный потенциал (В) относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения |
|
Поляризационный |
С омической составляющей |
|
1 |
2 |
3 |
РџСЂРё прокладке трубопровода СЃ температурой транспортируемого продукта выше 333 Рљ (60 °С) РІ грунтах СЃ удельным сопротивлением менее 10 РћРј×Рј, РїСЂРё РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ прокладке трубопровода СЃ температурой транспортируемого продукта выше 333 Рљ (60 °С) |
РњРёРЅСѓСЃ 1,1 |
РњРёРЅСѓСЃ 1,05 |
При прокладке во всех других условиях трубопроводов: |
|
|
- с битумной изоляцией |
РњРёРЅСѓСЃ 1,15 |
РњРёРЅСѓСЃ 2,50 |
- с полимерной изоляцией |
РњРёРЅСѓСЃ 1,15 |
РњРёРЅСѓСЃ 3,50 |
(Справочное)
Таблица З.1
Наименование Средств РРҐР— |
Количество единиц, шт. |
Периодичность выполнения, месяц |
||
Технического обслуживания |
Текущего ремонта |
Капитального ремонта |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1. Установка катодной защиты |
1 |
1 |
6 |
24 |
2. Установка дренажной защиты |
1 |
1 |
6 |
24 |
3. Катодные выводы и контрольно-измерительные пункты |
1 |
- |
6 |
96 |
4. Установка протекторной защиты |
1 |
- |
12 |
Срок определяется |
(поляризованной протекторной защиты) |
1 |
6 |
6 |
по величине тока отдачи протекторов и данных электрометрических измерений |
СОДЕРЖАНРР•