Эксплуатация участка МН с разработкой ремонта по замене изоляционного покрытия МН

Паспорта должны содержать сведения о фактическом техническом состоянии объекта, проведенных с начала его эксплуатации техническом обслуживании, ремонтах, диагностических обследованиях, испытаниях на надежность, ликвидациях аварий и отказов.

Паспорта на линейную часть МН, НПС, ПНБ, ППН, ССН составляются специалистами ОАО МН или его филиалов. Паспорта на оборудование и сооружения НПС, ПНБ, ППН, ССН составляются специалистами данных подразделений.

Паспорта на МН в пределах закрепленных за ОАО МН границ эксплуатации и на участки МН утверждаются главным инженером ОАО МН и хранятся в отделе эксплуатации ОАО МН.

Паспорта на НПС, ПНБ, ППН, ССН их оборудование и сооружения утверждается главным инженером филиала ОАО МН и хранятся на этих объектах.

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

Соответствующие изменения и дополнения в технологических схемах, изменения конструкций, данные о контроле технического состояния МН должны в 10-дневный срок быть внесены в исполнительную и оперативную документацию и в базу данных автоматизированной системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР).

1.7.4 ОАО МН  и его филиалы должны в соответствии  с РД 08-183-98 разрабатывать “Формуляр  Подтверждения” безопасности величины  разрешенного давления.

1.7.5 Проектная  и исполнительная документация  должна храниться в техническом  архиве ОАО МН и его филиалов.

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

Перечень действующей нормативной и технической документации, используемой при эксплуатации МН и рекомендуемой для хранения в ОАО МН и его филиалах, приведен в Приложении 3.

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

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

1.7.8 Ответственность за обеспечение  и укомплектование технической  и нормативной документацией  рабочих мест, служб и подразделений  несет руководство ОАО МН и  его филиалов.

 

4. Технологический регламент эксплуатации участка МН

 

3.1.1 Технологический  регламент является техническим  документом, определяющим порядок  организации перекачки нефти  по магистральному нефтепроводу, и предназначен для решения  задач экономичного, надежного и  безопасного ведения технологического  процесса.

3.1.2 Технологический  регламент должен соответствовать  проектным техническим решениям, исполнительной технической документации, действительным характеристикам  и условиям работы нефтепровода, нормам и требованиям действующих  межотраслевых и отраслевых нормативных  документов: СНиП, стандартов, технических  условий, правил безопасности, правил  технической эксплуатации сооружений  и оборудования, норм и правил  пожарной безопасности.

3.1.3 Технологический  регламент составляется на каждый  магистральный нефтепровод с  законченным технологическим циклом. В случаях, если магистральный  нефтепровод эксплуатируется двумя  или несколькими ОАО МН, технологический  регламент составляется на каждый  закрепленный за ОАО МН участок  и взаимно согласовывается соответствующими  смежными ОАО МН, эксплуатирующими  данный магистральный нефтепровод.

3.1.4 Технологический  регламент должен состоять из  введения, основной части и приложений.

Во введении обязательными являются сведения о разработчике регламента (ОАО МН), а также перечень основной исполнительной и технической документации.

В основной части должны быть представлены разделы:

- характеристика  нефтепровода, НПС и перекачиваемых  товарных нефтей;

- технологические  режимы работы МН;

- порядок  ведения технологического процесса  перекачки (пуск и остановка нефтепровода, отдельных НПС, насосных агрегатов, переход с одного режима на  другой при изменении производительности);

- организация  последовательной перекачки, способы  контроля за движением и сопровождения  различных партий нефти;

- особенности  и технологические режимы перекачки  нефтей с аномальными свойствами (высоковязких и высокозастывающих, сернистых, высокосернистых, с наличием  сероводорода);

- организация  режимов перекачки в условиях  снижения загрузки, в том числе  при наличии самотечных участков  трубопроводов, проложенных в сложных  рельефных условиях;

- управление  нефтепроводом и контроль технологического  процесса;

- порядок  очистки внутренней полости нефтепровода;

- отклонения  от нормального технологического  процесса, причины и методы их  устранения;

- контроль  герметичности нефтепровода;

- порядок  приема, поставки и учета нефти.

В приложениях приводится:

- перечень  обязательных инструкций для  должностных лиц и обслуживающего  персонала по обеспечению безопасного  ведения технологического процесса, а также действий персонала  в аварийных ситуациях;

- схемы технологические  НПС и линейной части нефтепровода;

- копии “Формуляров  подтверждения величины разрешенного  рабочего давления” для линейной  части магистрального трубопровода  и насосных станций, составленные  в соответствии с РД-08-183-98 и  нормативно-технической документацией  для случаев, указанных в 1.4.4 настоящих  Правил;

- технологическая  карта магистрального нефтепровода;

- карта уставок  технологических защит нефтепровода;

- сжатый  продольный профиль нефтепровода  с нанесением эпюр максимальных  разрешенных рабочих давлений  по участкам с учетом фактического  состояния нефтепровода, эпюр давлений  технологических режимов по участкам;

- графики  изменения плотности и вязкости  нефти в зависимости от температуры;

- формы оперативно-диспетчерской  документации;

- совмещенные  гидравлические характеристики  НПС и участков нефтепровода (при  отсутствии программы расчета  технологических режимов на компьютере);

- паспортные  напорные, кавитационные и энергетические  характеристики насосов;

- допустимые  нагрузки электродвигателей магистральных  и подпорных насосных агрегатов;

- градуировочные  таблицы резервуаров и технологических  емкостей, расчеты вместимости участков  линейной части нефтепровода  и технологических трубопроводов.

3.1.5 На действующий  нефтепровод технологический регламент  разрабатывается ОАО МН или  по его поручению филиалом, эксплуатирующим  данный нефтепровод. К разработке  регламента или отдельных его  разделов должны привлекаться  проектные и научно-исследовательские  организации.

На вновь вводимый нефтепровод регламент разрабатывается ОАО МН с привлечением проектной организации.

Технологический регламент подписывается разработчиками, утверждается главным инженером ОАО МН.

3.1.6 Срок  действия регламента устанавливается 3 года.

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

 

5. Организация ТОР объектов МН

Организация выполнения ТОР предусматривает:

- предварительную  подготовку персонала (правила, приемы  и навыки работы, выполнение требований  по технике безопасности и  т.п.);

- обеспечение  персонала необходимой руководящей  технической документацией (инструкции  по выполнению работ, чертежи, схемы и т.д.);

- оформление  необходимой допускающей (разрешающей), проездной и т.п. документации.

В соответствии со спецификой объектов линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания и ремонта (ТОР):

- техническое  обслуживание;

- текущий  ремонт;

- капитальный  ремонт.

1.7 Организация диагностирования объектов МН

 

     5.1.1 В целях обеспечения безопасности, поддержания надежности, предупреждения отказов, определения фактического технического состояния объектов МН, возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, для расчета допустимого давления, необходимости снижения разрешенного рабочего давления и перехода на пониженные технологические режимы или необходимости ремонта с точной локализацией мест его выполнения и продления срока службы объектов МН в процессе эксплуатации должно проводиться периодическое техническое диагностирование объектов МН.

5.1.2 Диагностирование  магистральных нефтепроводов осуществляют  организации, имеющие лицензию Госгортехнадзора  России на право проведения  диагностирования объектов МН, или  специалисты ОАО МН и его  филиалов, имеющие квалификационные  удостоверения, допущенные к проведению  диагностирования, при наличии аттестованной  диагностической аппаратуры и утвержденных в установленном порядке методик технического диагностирования.

5.1.3 При планировании, организации и проведении диагностических  работ должны быть обеспечены  условия пожаровзрывобезопасности  в соответствии с требованиями  действующих нормативных документов.

 

1.8 Методы ликвидации  аварий на объектах МН

 

12.2.1 Ликвидация  аварий и последствий стихийных  бедствий на объектах МН должны  выполняться силами АВС с привлечением, в необходимых случаях, сил и  средств местных органов власти, штабов ГО, МЧС и МВД в зависимости  от тяжести (категории) аварии и  возможных ее последствий.

12.2.2 Аварийно-восстановительная  служба включает:

- аварийно-восстановительные  пункты (АВП), создаваемые на ЛПДС (НПС) или нефтебазах;

- специализированные  управления по предотвращению  и ликвидации аварий (СУПЛАВ), а  также аварийно-восстановительные  поезда.

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

- диаметра  и количества параллельно проложенных  ниток;

- наличия  переходов через искусственные  и естественные препятствия;

- географического  положения объектов МН и схемы  грузопотоков (технологический фактор);

- расположения  и наличия автомобильных, железнодорожных  и водных путей сообщения и  других параметров.

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

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

12.2.4 Аварийно-восстановительные  службы должны выполнять следующие  функции:

- проводить  плановые работы по графику  на своем участке с целью  предотвращения аварий;

- оперативно  ликвидировать аварии и их  последствия;

- содержать  в постоянной готовности все  технические средства;

- повышать  уровень профессиональной подготовки  ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений;

- содержать  все объекты линейной части  в состоянии, отвечающем требованиям  настоящих Правил, Правил охраны  магистральных трубопроводов;

- осуществлять  контроль за состоянием трассы  на своем участке;

- своевременно  пополнять аварийный запас труб, запчастей, горюче-смазочных материалов;