РД 153-39.4-056-00. 
Техническаядокументация

РД 153-39.4-056-00. Техническаядокументация
Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
РД 34.23.601-96 - Рекомендации по ремонту и безопасной эксплуатации металл и жб резервуаров для хранения мазута

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  РД 153-39.4-056-00 -> 

 

 

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

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

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

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

4.2.152 Присоединение трубопроводов одной системы канализации к другой не допускается.

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

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

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

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

4.2.157 На канализационных выпусках из обвалований резервуаров устанавливаются запорные устройства в виде хлопуш. Нормальное положение хлопуш - “закрытое”.

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.166 Обслуживание очистных сооружений должно производиться специально обученным персоналом.

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

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

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

4.2.170 Аварийную прочистку производят в случае закупорки канализационной сети.

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

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

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

 

Техническая документация

 

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

- исполнительную документацию (чертежи, схемы, перечень оборудования, пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями;

- технические паспорта установленного оборудования;

- инструкции по обслуживанию оборудования;

- должностные и производственные инструкции персонала;

- оперативную документацию с указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит; технологические карты нефтепровода, карта уставок НПС;

- журнал учета отказов оборудования;

- документацию технического обслуживания и ремонта объектов НПС.

4.2.175 Оперативная документация по эксплуатации оборудования НПС должна включать:

- оперативный журнал;

- журналы учета работы объектов НПС;

- ведомости результатов оперативных диагностических контролей;

- журнал результатов обхода объектов дежурным персоналом и инженерами соответствующих служб.

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

- график плановых ремонтов, технических обслуживаний, плановых диагностических контролей и регламентных остановок для каждого вида оборудования;

- журнал учёта ремонтов и ТО, диагностических контролей;

- журнал учёта отказов и неисправностей НПС;

- бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и диагностических работ.

4.2.177 Все конструктивные изменения, вносимые в процессе эксплуатации и во время ремонтов основного технологического оборудования, должны быть согласованы с разработчиком оборудования, утверждены главным инженером ОАО МН или его филиалов и внесены в техническую документацию.

 

4.3 Резервуарные парки

 

4.3.1 Территория, сооружения и обустройство резервуарного парка (РП) должны соответствовать проекту и требованиям Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз, СНиП 2.11.03 и нормативной документации.

4.3.2 Резервуары для приема и хранения нефти должны быть оснащены полным комплектом оборудования согласно проекту и с учетом обеспечения надежности выполнения технологических операций в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности и охраны труда.

4.3.3 РП должны быть оснащены системами автоматики, контроля и измерения, с возможностью обеспечения защиты от перелива резервуаров, дистанционного замера уровня нефти в резервуарах, дистанционного управления запорной арматуры, автоматического пожаротушения.

Для каждого резервуара, емкости и ж/д цистерны должен быть установлен максимальный предел заполнения нефтью; предел заполнения не должен превышать 95 % их объема.

Запрещается указанное технологическое оборудование наполнять нефтью выше установленного максимального предела заполнения.

4.3.4 На каждый резервуар РП должна быть составлена и утверждена в установленном порядке градуировочная таблица, которая должна пересматриваться и вновь утверждаться после каждого капитального ремонта, связанного с изменением вместимости резервуара или после его оснащения внутренним оборудованием.

4.3.5 Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому диагностированию, позволяющему определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара. Порядок проведения диагностирования резервуаров осуществляется в соответствии с Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз и нормативными документами.

4.3.6 ОАО МН и его филиалы должны принимать необходимые меры для:

- сохранения полезной емкости резервуарных парков в пределах проектных значений;

- максимального сокращения потерь нефти из резервуаров;

- снижения эксплуатационных затрат;

- сохранности качества нефти;

- предотвращения накопления донных отложений и их своевременного удаления;

- предотвращения процесса коррозии металла.

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

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

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

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

Технологические карты утверждаются и переутверждаются главным инженером филиала ОАО МН.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2 кПа (200 мм вод. ст.), вакуум - не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);

- предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление 2.3 кПа (230 мм вод. ст.) и вакуум 0,4 кПа (40 мм вод. ст.);

- на резервуарах в понтоном (плавающей крышей) при огневых предохранителях и вентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа (20 мм вод. ст.).

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

- товарно-коммерческий запас:

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

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

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

- запас нефти на таможенных пунктах сдачи, предназначенный для выполнения таможенных требований по перемещению нефти из расчета суточной перекачки;

- запас по сортности нефти (с учетом наличия сернистых нефтей).

Нормы минимально необходимого остатка нефти в РП ОАО МН утверждаются Компанией один раз в год на основании предложений акционерных обществ.

4.3.16 Технологический остаток нефти в резервуарах, необходимый для устойчивой работы транспортной системы в течение установленного времени, но не более 2-х часов, зависит от количества резервуарных емкостей в резервуарном парке.

4.3.17 Эксплуатационная и ремонтная документация должна включать:

- технический паспорт резервуара;

- технологические карты (регламент) по эксплуатации;

- график технического обслуживания;

- производственные инструкции по эксплуатации резервуаров и оборудования;

- инструкции по техническому обслуживанию и ремонту резервуаров и оборудования;

- журнал контроля состояния устройств молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

- распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

- документы по результатам нивелирования основания;

- планы ликвидации возможных аварий и планы тушения пожаров;

- градуировочные таблицы резервуаров;

- паспорта, инструкции заводов-изготовителей оборудования;

- проектно-исполнительную документацию.

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

 

4.4 Терминалы по приему, хранению, подготовке и отгрузке нефти

 

4.4.1 Прием нефти, поступающей по магистральным нефтепроводам, ее хранение, подготовка и отгрузка на другие виды транспорта, осуществляется через специальные терминалы – перевалочные нефтебазы (ПНБ) и пункты налива.

Перевалочные нефтебазы обеспечивают также прием нефти и нефтепродуктов с других видов транспорта (морского, речного, железнодорожного, автомобильного), их хранение, подготовку и отгрузку потребителям, включая бункеровку судов.

4.4.2 В состав перевалочных нефтебаз входят резервуарные парки, сливо-наливные эстакады, пункты налива, причальные сооружения, насосные станции, технологические трубопроводы, узлы учета нефти, лаборатории химического анализа, очистные сооружения, электрическое и теплоэнергетическое оборудование и другие вспомогательные объекты, обеспечивающие основной технологический процесс.

Состав объектов ПНБ в зависимости от ее назначения определяется проектом.

4.4.3 Перевалочные нефтебазы проектируются и сооружаются в соответствии с нормативными документами.

4.4.4 Приемка объектов ПНБ должна проводиться в порядке, указанном в разделе 2 настоящих Правил.

4.4.5 Техническая эксплуатация объектов ПНБ – резервуарных парков, насосных станций, технологических трубопроводов, электроустановок и других систем и сооружений, а также сливо-наливных эстакад, наливных пунктов, причальных сооружений – должна осуществляться согласно требованиям нормативной документации.

4.4.6 Резервуары, насосы, трубопроводы, задвижки, стояки должны быть пронумерованы, их нумерация и обозначения должны соответствовать технологическим схемам, утвержденным главным инженером объекта.

4.4.7 На технологические трубопроводы, емкости сбора утечек должны быть составлены калибровочные таблицы.

Резервуары должны иметь градуировочные таблицы, которые, в случае оперативного учета, утверждаются техническим руководителем предприятия, в случае учетно-расчетных операций - руководителем территориального органа Госстандарта.

4.4.8 Во избежание гидравлического удара и аварии на трубопроводах открытие-закрытие задвижек при сливо-наливных операциях должно проводиться строго в определенном порядке в соответствии с технологическими картами и инструкциями, утвержденными главным инженером объекта.

4.4.9 При сливо-наливных операциях скорость движения нефти должна ограничиваться требованиями электростатической безопасности (см. раздел 7.4 настоящих Правил).

4.4.10 Полнота налива-слива нефти в транспортные емкости (танки судов, ж/д цистерны, автоцистерны и др.) должна осуществляться по градуировочным таблицам емкостей транспортных средств в соответствии с требованиями МИ 1823-87, ГОСТ 8346 и нормативной документации.

4.4.11 Подготовка транспортного средства к наливу должна соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

Качество подготовки нефти должно соответствовать:

- для нефтеперерабатывающих заводов - ГОСТ 9965;

- для поставки на экспорт - ТУ 39-1623-93.

4.4.12 Определение количества груза производится по Инструкции по учету нефти при ее транспортировке, ГОСТ 26976, MИ 1001-85.

4.4.13 При сливо-наливных операциях с сернистыми нефтями необходимо руководствоваться инструкцией по мерам безопасности при обращении с сернистыми нефтями.

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

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

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

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

Графики технического обслуживания и ремонта утверждаются техническим руководителем нефтебазы.

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

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

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

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

4.4.20 На перевалочных нефтебазах должна быть следующая документация:

- технический паспорт нефтебазы;

- технические паспорта на резервуары;

- технический паспорт на технологические трубопроводы;

- экологический паспорт;

- санитарно-технический паспорт рабочих мест;

- планы ликвидации аварий и планы тушения пожаров;

- технологические и принципиальные схемы сетей и коммуникаций;

- технологические и операционные карты;

- заводские паспорта на сосуды, оборудование, арматуру, электроустановки и т.д.;

- журналы осмотров и ремонтов зданий, сооружений;

- журналы по учету работы оборудования;

- журнал оператора (диспетчера);

- графики технического обслуживания и ремонта;

- инструкции по эксплуатации по видам оборудования и систем;

- исполнительная документация и нормативная документация согласно 1.4, 2.2.7 настоящих Правил;

- другая документация, установленная ОАО МН.

 

4.5 Пункты подогрева нефти. Станции смешения нефти

 

4.5.1 Пункты подогрева нефти (ППН) могут быть в составе НПС или самостоятельным объектом МН. ППН предназначены для подогрева высоковязкой и высокозастывающей нефти с целью снижения ее вязкости для перекачки по магистральному нефтепроводу.

4.5.2 В состав пункта подогрева нефти входят: печи подогрева, технологические трубопроводы, система внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти в коммуникациях, система для сдвига застывшей нефти в коммуникациях и магистральном нефтепроводе, система топливообеспечения горелок печей, система стационарного пожаротушения, оборудование, устройства, установки по энергообеспечению, КИПиА, амбары для спуска нефти при авариях и другие сооружения.

Состав объектов ППН и технические характеристики сооружений и оборудования определяются проектом.

4.5.3 Количество печей определяется проектом с учетом конкретных условий работы участка МН, времени года и необходимого резерва.

Температура подогрева нефти и запас необходимого количества нефти в резервуарах на ППН определяются технологическим регламентом участка нефтепровода и должны обеспечивать компенсацию теплопотерь перекачиваемой нефти с условием сохранения ее текучести (на 3-5°С выше температуры застывания нефти) до следующего ППН при минимальных температурах окружающей среды, а также обеспечивать возможность пуска участка нефтепровода после плановой остановки.

Технологические режимы перекачки нефти должны соответствовать требованиям 3.4.17-3.4.19 настоящих Правил.

4.5.4 Если на ППН имеются резервуары, они должны быть оснащены системами, предупреждающими застывание нефти и предотвращающими образование осадка.

4.5.5 Системы внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти и для сдвига застывшей нефти в коммуникациях должны находиться в работоспособном состоянии.

4.5.6 Пуск в эксплуатацию печей подогрева должен проводиться в соответствии с местными инструкциями, разработанными на основе нормативных документов.

4.5.7 Режим эксплуатации печей подогрева должен определяться проектом, паспортными данными и должен соответствовать технологической карте печей, которая утверждается главным инженером ОАО МН.

4.5.8 Аварийная автоматическая остановка печи должен осуществляться в следующих случаях:

- при прекращении циркуляции нефти через печь;

- при понижении тяги в топке;

- при понижении давления воздуха перед горелками;

- при исчезновении пламени в любой из горелок;

- при понижении давления газа перед горелками.

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

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

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

4.5.12 Ревизия элементов печей подогрева должна проводиться в период плановых ремонтов печей службой главного механика ОАО МН, его филиала с оформлением актов в установленном порядке.

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

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

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

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

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

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

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

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

 

5. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

 

5.1 Общие положения

 

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.

 

5.2 Диагностирование линейной части магистральных нефтепроводов

 

5.2.1 Диагностирование линейной части МН предусматривает следующие виды работ:

- внутритрубную диагностику линейной части МН путем пропуска внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС);

- внешнее дефектоскопическое обследование участков МН с применением методов неразрушающего контроля (визуального, ультразвукового, магнитопорошкового, капиллярного, вихретокового, акустико-эмиссионного);

- оценку состояния изоляционных покрытий и эффективности работы средств ЭХЗ.

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

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге