2. Линейная часть

2. Линейная часть

2.1. Состав линейной части магистральных нефтепродуктопроводов

2.1.1. В состав линейной части МНПП входят:

- собственно трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств, байпасными площадками;

- наземные линейные сооружения, включающие:

- здания и сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);

- постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопровода и подъезды к ним; переезды через трубопроводы;

- защитные противопожарные, охранные, противооползневые, противоэрозионные и другие защитные сооружения нефтепродуктопроводов;

- установки электрохимической защиты нефтепродуктопроводов от коррозии;

- линии и сооружения технологической связи, средства и сооружения телемеханики и КИП;

- линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;

- устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;

- опознавательные и сигнальные знаки местонахождения нефтепродуктопроводов, километровые указатели, предупредительные плакаты и знаки.

2.1.2. Земельные участки, отводимые для линейной части МНПП, определяются проектом и оформляются актами в постоянное или временное пользование.

Земельные участки под наземные линейные сооружения отводятся в постоянное пользование. Их определяют проектом с последующим оформлением на право пользования.

Земельные участки, предоставляемые во временное пользование (на период строительства или ремонта), должны быть возвращены землепользователям в установленном порядке после окончания строительно-монтажных работ и рекультивации.

2.1.3. Размеры земельных участков, отводимых под строительство, определяются проектом в соответствии с действующими нормами.

2.2. Трасса и охранная зона

2.2.1. Трассы нефтепродуктопроводов в соответствии с проектом и "Правилами охраны магистральных трубопроводов" обозначаются опознавательными знаками (со щитами - указателями): столбиками высотой 1,5 - 2 метра от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 1 км, на углах поворота, водных и воздушных переходах, а также при пересечении трубопроводом шоссейных и железных дорог.

Установка опознавательных знаков нефтепродуктопроводов оформляется совместным актом ОАО и землепользователя.

На щите - указателе должны быть приведены:

- наименование нефтепродуктопровода или входящего в его состав сооружения;

- привязка знака (км, пикет) к трассе;

- размеры охранной зоны;

- телефоны и адреса диспетчерской и аварийной служб производственного подразделения, эксплуатирующего данный участок МНПП и др.

Допускается установка щитов - указателей на опорах ЛЭП, линий связи, проходящих параллельно МНПП, и контрольно-измерительных пунктах.

2.2.2. Места пересечения нефтепродуктопроводов с судоходными и сплавными реками, а также каналами обозначаются на берегах сигнальными знаками. Сигнальные знаки устанавливаются подразделениями ОАО по согласованию с бассейновыми управлениями водного пути (управления каналов) и вносятся последними в перечень судоходной обстановки и в лоцманские карты.

2.2.3. В местах пересечения нефтепродуктопроводов с автомобильными дорогами всех категорий ОАО, эксплуатирующим МНПП, совместно с дорожными управлениями устанавливается дорожный знак, запрещающий остановку транспорта в пределах охранной зоны.

2.2.4. Предупредительными знаками должны быть обозначены линейные задвижки, краны, вантузы и другие сооружения и элементы МНПП, выступающие над поверхностью земли.

Помимо постоянных знаков у каждого линейного обходчика - ремонтера и в спецавтомашинах линейной службы должны быть переносные предупредительные знаки для ограждения возможных мест утечек нефтепродуктов, ремонтируемых участков, мест размыва МНПП.

2.2.5. При проектировании любых объектов в охранной зоне МНПП заказчику объекта необходимо получить письменное согласование с ОАО, эксплуатирующим МНПП. Расстояния до проектируемых промышленных и гражданских сооружений от оси нефтепродуктопровода и территорий ПС должны быть не менее установленных действующими СНиП.

2.2.6. К трассе МНПП должна иметься возможность подъезда транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ. При этом следует максимально использовать дороги общего пользования.

2.2.7. Трасса МНПП в пределах 3 м от оси крайнего трубопровода должна периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии.

2.2.8. Растущие овраги и промоины, расположенные в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь нефтепродуктопровода, должны укрепляться.

2.2.9. По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепродуктопровода.

Фактическую глубину заложения нефтепродуктопровода контролируют на непахотных землях не реже одного раза в 5 лет, на пахотных - один раз в год. На участках с глубиной заложения нефтепродуктопровода менее установленного проектом значения до верха образующей трубы предусматривают дополнительные меры по обеспечению его сохранности. Оголение нефтепродуктопровода, провисание и другие нарушения не допускаются. При их наличии предусматривают заглубление участка МНПП при капитальном ремонте.

2.2.10. Материалы, отражающие фактическое положение МНПП и его отводов, оформленные в установленном порядке заказчиком, должны быть переданы в местные органы власти для нанесения их на районные карты землепользований.

2.2.11. На всем протяжении трассы МНПП для исключения повреждений в соответствии с действующими Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливают охранную зону:

- вдоль трасс МНПП - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 метрах от оси трубопровода с каждой стороны;

- вдоль трасс многониточных нефтепродуктопроводов в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 метрах от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

- вдоль подводных переходов нефтепродуктопроводов - в виде участка водоема на расстоянии 100 метров с каждой стороны от осей крайних ниток трубопроводов;

- вокруг емкостей для хранения и дренажа нефтепродуктов, земляных амбаров для аварийного выпуска нефтепродукта - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов по 50 м во все стороны;

- вокруг головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефтепродуктов, наливных и сливных эстакад, станций подземного хранения газа, пунктов подогрева нефтепродуктов - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м во все стороны.

2.2.12. Охранная зона МНПП должна быть отражена в картах землеустроителя и землепользователя.

2.2.13. Земельные участки, входящие в охранные зоны МНПП, используются землепользователем для проведения сельскохозяйственных работ с обязательным соблюдением требований Правил охраны магистральных трубопроводов и настоящих Правил.

2.2.14. Полевые сельскохозяйственные работы в охранных зонах нефтепродуктопроводов производятся землепользователями с предварительным уведомлением ЛПДС, эксплуатирующей нефтепродуктопровод, о начале посевной и уборочной кампаний.

2.2.15. На орошаемых землях, находящихся в охранных зонах нефтепродуктопроводов, работы, связанные с временным затоплением земель, производятся по согласованию между землепользователем и ЛПДС, эксплуатирующей нефтепродуктопровод.

2.2.16. В охранных зонах запрещается производить всякого рода действия, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию нефтепродуктопроводов либо привести к их повреждению, в том числе:

- возводить любые постройки и сооружения, ограниченные расстоянием от оси МНПП в соответствии со СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы";

- перемещать и производить засыпку и поломку опознавательных и сигнальных знаков, контрольно-измерительных пунктов;

- открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений, узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать и включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики нефтепродуктопроводов;

- устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;

- разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие нефтепродуктопроводы от разрушения, а прилегающую территорию и окружающую местность - от аварийного разлива транспортируемого продукта;

- бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

- разводить огонь и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.

2.2.17. В охранных зонах МНПП сторонними организациями и частными лицами без письменного согласия ОАО, эксплуатирующего их, запрещается:

- возводить какие-либо постройки и сооружения;

- высаживать деревья и кустарники всех видов, складывать корма, удобрения и материалы, скирдовать сено и солому, содержать скот, ловить рыбу, производить колку и заготовку льда;

- сооружать проезды и переезды через трассы трубопровода;

- устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать сады и огороды;

- производить мелиоративные земляные работы, сооружать оросительные и осушительные системы;

- производить всякого рода открытые и подземные горные, строительные, взрывные работы, планировку грунта;

- производить геолого-съемочные, поисковые, геодезические и другие изыскательские работы, связанные с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта (кроме почвенных образцов).

Предприятия и организации, получившие письменное согласие на ведение указанных работ в охранных зонах трубопроводов, обязаны выполнять их с соблюдением условий, обеспечивающих целостность трубопроводов, сохранность объектов МНПП и нефтепродуктов.

Лица, виновные в умышленной разгерметизации нефтепродуктопроводов, несут ответственность в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. Условия производства работ в пределах охранной зоны МНПП устанавливают эксплуатирующие их ОАО.

2.2.18. До выдачи разрешения на производство работ в охранной зоне нефтепродуктопровода производственное подразделение ОАО, эксплуатирующее участок МНПП, пролегающий в зоне этих работ, выполняет обследование участка с целью определения его технического состояния и безопасности, а также уточнения положения нефтепродуктопровода и всех его сооружений.

Если техническое состояние участка нефтепродуктопровода требует выполнения ремонтных работ для предотвращения возможного его разрушения или утечки нефтепродукта, ОАО имеет право временно (до окончания ремонта) запретить, с предварительным уведомлением землепользователей, проведение любых, в том числе сельскохозяйственных работ, кроме связанных с ремонтом /28/, в пределах участка трубопровода, требующего ремонта, на расстояниях, равных минимальным расстояниям от оси трубопровода до городов и населенных пунктов, установленным действующей НТД /9/.

Предприятие (подразделение), получившее разрешение на производство работ в охранной зоне МНПП, должно быть письменно информировано о границах опасной зоны и прочих условиях производства работ согласно Правилам охраны магистральных трубопроводов. Производство работ без присутствия представителя владельца трубопровода не допускается.

2.2.19. Письменное согласие на проведение взрывных работ в охранных зонах нефтепродуктопроводов выдается ОАО только после выполнения предприятием (организацией), проводящим эти работы, требований, предусмотренных Едиными правилами безопасности при взрывных работах /127/.

2.2.20. Предприятиям, эксплуатирующим нефтепродуктопроводы, разрешается:

2.2.20.1. Подъезд в соответствии со схемой проездов, согласованной с землепользователем, и других технических средств к трубопроводу и его объектам для обслуживания и проведения ремонтных работ.

В аварийных ситуациях разрешается подъезд к нефтепродуктопроводу и сооружениям на нем по маршруту, обеспечивающему доставку техники и материалов для устранения аварий с последующим оформлением и оплатой нанесенных убытков землевладельцам.

Если нефтепродуктопроводы проходят по территории запретных зон и специальных объектов, то соответствующие организации должны выдавать работникам, обслуживающим эти нефтепродуктопроводы, пропуска для проведения осмотров и ремонтных работ.

2.2.20.2. Устройство в пределах охранной зоны шурфов для проверки качества изоляции нефтепродуктопроводов и проведение других земляных работ, необходимых для обеспечения нормальной эксплуатации МНПП,

с предварительным уведомлением об этом землепользователя. Места шурфовок должны быть ограждены и после окончания работ немедленно засыпаны.

2.2.20.3. Вырубка деревьев для проезда и размещения техники, производства работ, обустройства амбаров и т.д. при авариях на нефтепродуктопроводах, проходящих через лесные массивы, с последующим оформлением лесорубочных билетов и с очисткой мест рубки от порубочных остатков.

В случае необходимости ОАО, эксплуатирующие МНПП, могут проводить в процессе их текущего содержания рубку леса в охранных зонах с оформлением лесорубочных билетов на общих основаниях.

Полученная при этом древесина используется указанными ОАО для удовлетворения собственных нужд, оставшаяся - передается лесхозом для реализации в установленном порядке.

2.2.21. При совпадении охранной зоны нефтепродуктопровода с полосой отвода железных и автомобильных дорог, ЛЭП и других объектов эксплуатация совпадающих участков территории осуществляется заинтересованными сторонами по согласованию между ними.

2.2.22. Для работ по капитальному ремонту, реконструкции МНПП и устройству переездов через них ОАО, эксплуатирующим нефтепродуктопроводы, должны быть предоставлены во временное пользование в установленном порядке земельные участки в размере, предусмотренном проектом действующими нормами отвода земель для строительства трубопроводов. Проведение ремонтных работ на нефтепродуктопроводах, проходящих в пределах рыбохозяйственных водоемов, должно быть согласовано с местными органами рыбоохраны, за исключением работ, необходимость проведения которых вызвана аварийной ситуацией на МНПП.

2.2.23. При прохождении нефтепродуктопроводов в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями других ведомств или их взаимном пересечении основы взаимоотношений предприятий, эксплуатирующих эти коммуникации, и ОАО, эксплуатирующих МНПП, определяются Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре /72/.

Местоположение коммуникаций в одном техническом коридоре должно быть четко обозначено на местности опознавательными и предупреждающими знаками.

Установка знаков должна оформляться совместным актом владельцев коммуникаций технического коридора и землепользователей.

2.2.24. Все изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне, пересечения с трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивные изменения объектов линейной части МНПП в процессе ремонта и реконструкции должны своевременно вноситься в исполнительную документацию.

2.2.25. Владельцы коммуникаций технического коридора должны совместно разработать и утвердить инструкцию о взаимоотношениях при эксплуатации подведомственных сооружений.

В инструкции должны быть отражены:

- состав коммуникаций с указанием их основных технических характеристик;

- границы коридора по трассе каждого сооружения;

- перечень организаций, ответственных за эксплуатацию коммуникаций, их местонахождение и порядок связи;

- специфические признаки аварий и неисправностей на каждом конкретном трубопроводе (коммуникации) и порядок действия при их обнаружении техническим персоналом любого из ведомств - владельцев коммуникаций;

- организация и выполнение патрулирования, охраны и оповещения об аварийных ситуациях;

- порядок согласования с владельцами соседних коммуникаций ремонтных и аварийно-восстановительных работ;

- сроки, объемы и порядок ежегодных совместных обследований коридоров и устранение выявленных дефектов;

- организация и объемы оказания взаимопомощи при устранении аварий и их последствий;

- порядок обслуживания и ремонта общих вспомогательных объектов (проездов вдоль коридора, мостов и переездов, вертолетных площадок и т.п.).

Инструкция составляется в месячный срок со дня образования нового технического коридора.

2.2.26. Владельцы коммуникаций должны передавать друг другу и своевременно корректировать необходимую документацию о местонахождении и состоянии сооружений в техническом коридоре: согласовывать перечень необходимой документации, в месячный срок направлять сведения об изменениях владельцам соседних коммуникаций.

2.2.27. Строительно-монтажные и земляные работы в охранной зоне могут выполняться только при наличии согласованного проекта производства работ и письменного разрешения владельцев коммуникаций и контроля за производством работ представителями заинтересованных владельцев.

2.2.28. Владельцы коммуникаций, проложенных в техническом коридоре, должны иметь планы ликвидации возможных аварий и их последствий, предусматривающие меры по недопущению повреждений при этом других коммуникаций коридора. Планы должны быть согласованы с владельцем коммуникаций коридора.

2.2.29. В ситуациях, требующих безотлагательных мер по недопущению или ликвидации аварии, допускается приступать к работам без предварительного согласования с заинтересованными организациями, приняв меры к обеспечению сохранности других коммуникаций коридора. О создавшейся ситуации и производстве работ необходимо сообщить всем заинтересованным организациям.

2.2.30. Повреждения коммуникаций, произошедшие вследствие неисправности или при производстве работ на соседних коммуникациях, расследуются комиссией с привлечением всех заинтересованных сторон и устраняются виновной организацией или за ее счет.

2.2.31. Устранение последствий стихийных бедствий выполняется владельцами коммуникаций технического коридора совместными силами.

2.2.32. Споры, возникающие между владельцами коммуникаций технического коридора, разрешаются в порядке, установленном положениями о взаимоотношениях и законодательством.

2.2.33. По окончании плановых или аварийно-восстановительных работ ОАО или отделения, эксплуатирующие МНПП, обязаны привести земельные угодья в состояние, пригодное для дальнейшего их использования по назначению.

2.3. Трубопровод

2.3.1. Строительство трубопроводов и их реконструкция осуществляются в соответствии с проектом и действующей НТД (СНиП, ВНТП, РД и т.д.).

2.3.2. Арматура, оборудование, приборы на трубопроводах должны быть размещены в соответствии с проектом и отвечать требованиям НТД и ТД.

2.3.3. Для замера давления на нефтепродуктопроводе, фиксации прохождения очистных и диагностических устройств должны быть предусмотрены отборные и другие устройства для установки манометров и т.д. в местах, определенных проектом.

2.3.4. Приемка трубопровода в эксплуатацию и его эксплуатация осуществляются в соответствии с общими требованиями по приемке законченных строительством объектов, с соблюдением требований проекта и действующей НТД.

2.3.5. На каждый МНПП должен быть оформлен технический паспорт (формуляр) с указанием сооружений, смонтированного оборудования и с краткой технической характеристикой, профилем и другой информацией (наряду с журнальной формой оформления паспорт может быть представлен также в виде базы данных на магнитном диске - носителе информации).

2.3.6. Магистральные трубопроводы, арматура и другие устройства на них должны периодически осматриваться, диагностироваться и обслуживаться согласно утвержденным главным инженером ОАО, ПО план - графикам ППР, составленным в соответствии с действующей системой ТОР линейной части МНПП /63/.

Результаты осмотров отражаются в журнале осмотров, диагностики и ремонтных работ - в журнале ремонтов и техническом паспорте МНПП.

2.4. Переходы нефтепродуктопроводов

2.4.1 Границами подводных переходов (ПП) МНПП являются:

- для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах или за границами поймы, в соответствии с проектом;

- для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже 10%-ной обеспеченности и 2%-ной обеспеченности для горных рек.

2.4.2. На обоих берегах перехода в межень шириной более 100 м устанавливают постоянные реперы, по отношению к которым выполняют высотную привязку результатов промеров при каждом обследовании перехода. Реперы устанавливают в незатопляемой зоне, чтобы сохранить их в случае возможных разрушений берегов и при ледоходе. При ширине реки до 100 м допускается установка одного репера.

2.4.3. Для сохранности подводных переходов на судоходных реках и сплавных водных путях места расположения подводных переходов обозначают предупредительными знаками "Якорь не бросать (подводный переход)" с осветительной аппаратурой. Места установки этих знаков согласовывают с бассейновыми инспекциями или другими организациями, эксплуатирующими водные пути сообщения.

2.4.4. В местах переходов нефтепродуктопроводов через судоходные и сплавные реки, как правило, предусматривают установку блок - постов или пунктов технического обслуживания, укомплектованных плавсредствами и приспособлениями для защиты водоемов от загрязнения нефтепродуктами.

2.4.5. На каждый ПП МНПП должен быть составлен паспорт, содержащий о ПП следующие сведения:

- технические и технологические характеристики ПП;

- гидроморфологические характеристики участка реки в районе ПП;

- сведения о работах, выполненных на ПП;

- план ликвидации аварий, повреждений и их последствий на ПП.

Паспорт передается генподрядчиком (исполнителем работ по строительству перехода) заказчику вместе с исполнительной документацией.

В случае отсутствия паспорта последний составляется ОАО (отделением ОАО), эксплуатирующим переход.

2.4.6. Сооружение подводного перехода и его капитальный ремонт проводят в соответствии с проектом, учитывая возможные деформации русла и перспективные дноуглубительные работы.

2.4.7. Для обеспечения надежной работы подводных переходов через судоходные и сплавные водные пути необходимо вести контроль за деформацией берегов, изменением русловой части водоема и относительным положением самого трубопровода, обследование подводной части перехода специальными организациями.

2.4.8. Обследования проводятся по графику, результаты представляют в виде технического отчета и заносят в технический паспорт перехода.

2.4.9. При перекачке одного сорта нефтепродукта включаются в работу рабочая и резервная нитки трубопровода на переходе. При последовательной перекачке разных сортов нефтепродуктов включение в работу резервных ниток перехода определяет ОАО, эксплуатирующее МНПП, исходя из местных условий и необходимости обеспечения минимального смесеобразования. Не реже одного раза в год необходимо производить промывку всех ниток переходов, направляя весь поток нефтепродуктов поочередно по каждой нитке. Проведение этих работ должно быть предусмотрено инструкцией. При необходимости полного отключения одной нитки должны быть предусмотрены меры, предупреждающие повышение давления в отключенном трубопроводе от температурных воздействий.

2.4.10. На ПП МНПП через сплавные и судоходные реки должно контролироваться давление, ежедневно - при наличии постов наблюдения и по графику осмотра нефтепродуктопроводов - при их отсутствии.

2.4.11. Контроль за состоянием ПП МНПП осуществляется производственным подразделением ОАО, эксплуатирующим магистральные нефтепродуктопроводы.

Для обеспечения надежной работы ПП МНПП необходимо выполнять следующие основные мероприятия:

- поддержание установленных проектом отметок заглубления трубопроводов;

- поддержание в исправном состоянии защиты труб перехода, устранение повреждений изоляции, металла труб, электрохимзащиты, берегоукреплений, подмывов, оползней, размывов и т.д.;

- контроль за наличием информационных знаков, ограждения, сохранностью реперов и ледозащитных устройств;

- контроль за состоянием и техническое обслуживание запорной арматуры;

- систематический контроль за давлением в основной и резервной нитках перехода.

2.4.12. Система технического обслуживания и ремонта подводных переходов должна включать в себя:

- визуальные наблюдения - в соответствии с утвержденным главным инженером отделения ОАО графиком;

- регулярные осмотры (раз в месяц) береговых участков и пойменных участков переходов, проверку состояния откосов и укрепления берегов;

- промывку резервных ниток;

- осмотр и проверку исправности информационных знаков, ледозащитных устройств;

- регулярные контрольные осмотры ПП МНПП ежегодно в предпаводковый или послепаводковый периоды с целью выявления размывов русла реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения подводной части берегоукрепительных сооружений;

- обследование технического состояния.

Периодичность, порядок, состав и объем работ по обследованию технического состояния ПП МНПП должны определяться в соответствии с действующей НТД.

Техническое обслуживание крупных или сложных подводных переходов (шириной более 100 м, судоходных и т.п.) должно осуществляться по индивидуальным технологическим регламентам, разрабатываемым с учетом специфики перехода. Результаты осмотров и технического обслуживания должны быть отражены в журнале наблюдения и паспорте перехода производственным подразделением ОАО.

2.4.13. АВП, обслуживающие ПП МНПП, должны быть оснащены техническими средствами для ликвидации аварийных разливов нефтепродукта в соответствии с Табелем технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов /137/.

Работы по ликвидации аварий на ПП МНПП и их последствий должны выполняться в соответствии с заранее разработанным, согласованным в установленном порядке и утвержденным главным инженером ПО ОАО планом ликвидации возможных аварий (ПЛА).

2.4.13.1. ПЛА должны разрабатываться на все возможные виды аварий с учетом местных условий перехода. В них должны быть отражены мероприятия по обнаружению и безопасному ведению работ по ликвидации аварий и ее возможных последствий; обеспечению безопасности и спасению людей; порядок и примерный график выполнения работ, перечень технических средств и оборудования, их размещение; обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и ремонтного персонала; порядок и сроки оформления установленной документации; вопросы взаимодействия с органами местной власти, штабами по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям, землепользователями, организациями - владельцами коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре, бассейновым управлением участка пути, другими организациями.

2.4.13.2. Планы ликвидации возможных аварий на ПП МНПП должны быть тщательно изучены и отработаны всеми лицами, участвующими в организации и проведении работ по обнаружению и ликвидации аварии и ее последствий.

2.4.13.3. Знание ПЛА, в т.ч. на ПП, проверяется не реже одного раза в год; степень подготовки персонала и практические навыки выполнения работ по ликвидации аварий на ПП проверяются и закрепляется учебно-тренировочными занятиями, которые должны проводиться в соответствии с утвержденным главным инженером ПО графиком не реже одного раза в 2 - 3 года.

2.4.14. В случае попадания перекачиваемого нефтепродукта в реки должны быть приняты меры по его локализации, улавливанию и утилизации.

2.4.14.1. Локализация движения пятна нефтепродукта производится с помощью плавучих боновых заграждений (БЗ), способ установки которых определяется инструкцией заводов-изготовителей и предусматривается в ПЛА.

2.4.14.2. Места локализации (установки БЗ) определяются руководителем АВР с таким расчетом, чтобы к моменту подхода головной части пятна нефтепродукта были закончены работы по установке БЗ и сборщиков нефтепродукта.

2.4.14.3. Варианты расстановки БЗ выбираются в зависимости от конкретных условий с учетом скорости течения и категории рек.

2.4.15. Капитальный ремонт ПП МНПП выполняется по проекту, в основу которого должны быть положены результаты технического обследования, материалы инженерных изысканий и наблюдений за русловыми деформациями.

2.4.16. При эксплуатации переходов через железные и автомобильные дороги 1-4 категорий необходимо уделять внимание наблюдению за смотровыми колодцами и имеющимися устройствами на случай повреждения перехода.

На каждый переход через железные и автомобильные дороги 1-4 категории также должен быть составлен паспорт по установленной форме.

Обследование технического состояния переходов через железные и шоссейные дороги всех категорий должно проводиться не реже одного раза в 5 лет.

2.4.17. Ремонт переходов через железные и автомобильные дороги трубопроводов должен производиться в плановом порядке. Периодичность, состав и объем выполняемых при этом работ должны быть определены в соответствии с техническим состоянием переходов на основании дефектных ведомостей и нормативных документов.

2.4.18. Ежегодно необходимо выполнять нивелировку переходов трубопровода, а техническое состояние строительных конструкций, опор, траверс определять по отдельному графику, не реже одного раза в 10 лет. Для мостовых, вантовых и других сложных переходов должны быть разработаны дополнительные инструкции по обслуживанию и ремонту, подготовлены специалисты для выполнения подобных работ.

2.4.19. В процессе эксплуатации воздушных переходов необходимо выполнять контроль за общим состоянием воздушных переходов, трубопровода, береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопроводов из земли, креплений трубопроводов к опорам земляных насыпей. При необходимости производится нивелировка.

2.5. Запорная арматура

2.5.1. Размещение запорной арматуры по трассе МНПП производится при проектировании в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы".

При размещении линейной запорной арматуры необходимо учитывать профиль трассы, чтобы свести потери нефтепродуктов при повреждениях и плановых ремонтных работах до минимума.

2.5.2. Запорная арматура, установленная на переходах через водные преграды или на других опасных участках трубопроводов, должна быть по возможности оборудована электроприводом. При реконструкции или капитальном ремонте трубопроводов устанавливаемая на этих участках запорная арматура и ее электроснабжение должны соответствовать требованиям действующих НДТ.

2.5.3. Запорная арматура, установленная на МНПП, должна иметь:

- ограждение;

- площадку обслуживания, выполненную согласно проекту, с обязательной установкой предупреждающих и запрещающих знаков на ограждении;

- нумерацию согласно технологической схеме трубопровода;

- указатели вращения на закрытие и открытие и положения "закрыто", "открыто";

- подъезд.

Колодцы и шкафы внутри ограждения должны иметь запоры.

2.5.4. Запорная арматура, устанавливаемая на МНПП, должна обеспечивать:

герметичность отключения одной части трубопровода;

надежность в эксплуатации и удобство обслуживания;

беспрепятственный проход через арматуру очистных и диагностических устройств.

Электропривод арматуры должен быть во взрывозащищенном исполнении и дублироваться ручным приводом.

При этом должна быть обеспечена легкость закрытия и открытия арматуры при любых погодных условиях.

2.5.5. Нормальное положение задвижек на магистральном трубопроводе - открытое, нормальное положение байпасной задвижки - закрытое (если иное не предусмотрено проектом).

Положение задвижек на соединительных линиях зависит от режима работы трубопровода.

2.5.6. Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается только по распоряжению диспетчера производственного отделения (ОАО).

2.5.7. Запрещается использовать запорную арматуру в качестве регулирующего органа.

Ход шпинделя в задвижках должен быть плавным, а затвор при закрытии и открытии должен перемещаться без заедания.

2.5.8. Периодичность и объемы ТОР запорной арматуры определяются инструкцией завода - изготовителя и планом - графиком, утвержденным главным инженером отделения ОАО.

2.5.9. Арматура на МНПП при ремонтных работах должна иметь серию не ниже предусмотренной проектом с предварительным проведением ревизии и гидравлического испытания на прочность и герметичность согласно ГОСТ 356-80 "Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, трубные и рабочие. Ряды".

2.5.10. ТОР запорной арматуры производится аварийно-восстановительными службами.

Для осуществления капитального ремонта запорной арматуры создается обменный фонд запорной арматуры. Номенклатура и количество запорной арматуры обменного фонда определяются расчетом.

2.5.11. В каждом ОАО, эксплуатирующем МНПП, должен находиться аварийный запас запорной арматуры в количестве не менее одной задвижки каждого диаметра установленной серии на один АВП.

Арматура аварийного запаса должна быть отревизирована, храниться на складе под навесом. Условия транспортировки должны соответствовать техническим требованиям изготовителей.

Запрещается применение запорной арматуры, не имеющей технических паспортов, а также товарного знака на корпусе.

2.6. Техническое обслуживание и ремонт линейной части магистральных нефтепродуктопроводов

2.6.1. Надежность магистральных нефтепродуктопроводов при их эксплуатации должна быть обеспечена и поддержана на требуемом уровне путем своевременного проведения плановых мероприятий технического обслуживания и ремонта согласно требованиям действующей НТД и утвержденным графикам, а также качественного выполнения восстановительных работ при неплановых ремонтах.

2.6.2. Основные требования к организации и проведению, учету и контролю работ по техническому обслуживанию и ремонту линейной части МНПП, периодичность технического обслуживания и ремонтные нормативы определяются нормативно-техническим документом "Система технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов"/63/.

Все работы на линейной части МНПП по замене запорной арматуры, по подключению новых и капитально отремонтированных участков, по пропуску очистных устройств выполняются согласно разработанным ОАО (отделениями ОАО, ЛПДС) организационно-техническим мероприятиям, утверждаемым главным инженером ОАО.

2.6.3. Для выполнения технического обслуживания, текущего и аварийно-восстановительного ремонта линейной части МНПП ОАО, ПО используют:

- ремонтно-восстановительные бригады перекачивающих и наливных станций;

- аварийно-восстановительные пункты (АВП), расположенные вдоль трассы по проекту или решению отделения ОАО, исходя из значимости и доступности отдельных точек трассы;

- ремонтно-строительные участки, линейные обходчики.

2.6.4. Организационная структура, состав бригад и подразделений, обслуживающих линейную часть МНПП, устанавливаются ОАО.

2.6.5. На подразделения, обслуживающие линейную часть МНПП, возлагаются следующие основные задачи:

- периодические и внеочередные осмотры трассы МНПП путем обхода, объезда или облета с целью выявления нарушений охранной зоны, возможных утечек нефтепродуктов и их хищения;

- содержание в полной исправности линейных сооружений, особенно сооружений на переходах через реки и другие препятствия, в туннелях, на болотах, в колодцах; станций катодной защиты, линейных сооружений связи, линий электропередачи, электроустановок и т.п.;

- наблюдение за состоянием охранной зоны и производством работ сторонними организациями;

- выполнение работ по техническому обслуживанию, планово-предупредительным и аварийно-восстановительным ремонтам;

- осуществление при необходимости врезок и отводов в нефтепродуктопроводы для подключения новых объектов, реконструкции узлов переключения и т.д.;

- осуществление мероприятий по подготовке МНПП к работе в осенне-зимний период и к весеннему паводку;

- оформление в установленном порядке документации на ремонтные работы и ликвидацию аварий;

- поддержание в исправном состоянии табельной техники, приспособлений и другого имущества, своевременное их пополнение;

- проведение в уставленные графиком сроки учебно-тренировочных занятий с отработкой планов ликвидации аварий с целью проверки готовности техники и персонала к выполнению работ по ликвидации возможных аварий.

2.6.6. При осмотре трассы особое внимание должно быть обращено на:

- выявление возможных утечек нефтепродукта по выходу на поверхность и попыток его хищения;

- выявление и предотвращение производства работ посторонними организациями и лицами и нахождения посторонней техники;

- выявление оголений, размывов, оползней, оврагов;

- состояние переходов через реки, ручьи, овраги и другие препятствия;

- состояние пересечений с железными и автомобильными дорогами, появление неузаконенных переездов;

- состояние вдольтрассовых сооружений, включая защитные.

При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций) следует обращать внимание на:

- состояние и показания приборов, по которым осуществляется контроль за давлением в нефтепродуктопроводе;

- герметичность незаглубленных участков нефтепродуктопровода, мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений запорной арматуры;

- наличие утечек транспортируемого нефтепродукта из кожухов на пересечениях с железными и автомобильными дорогами.

Результаты осмотра трассы должны фиксироваться в журналах по установленной действующей НТД форме:

- в журнале N 1 - телефонограммы и распоряжения;

- в журнале N 2 - давление в трубопроводе и параметры приборов ЭХЗ;

- в журнале N 3 - результаты обхода и осмотра трассы и охраняемой зоны МНПП.

2.6.7. Работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт линейной части МНПП, обязаны знать трассу трубопровода, технологические схемы сооружений, устройство и работу арматуры, находящейся на обслуживаемом участке.

2.6.8. Ремонтно-восстановительные бригады и ремонтные колонны должны быть оснащены необходимыми транспортными средствами, строительными и ремонтными механизмами, оборудованием, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с действующими нормативами технической оснащенности /136, 137/, а также средствами оперативной связи.

2.6.9. Технические средства аварийно-восстановительных работ и подразделений (транспортные и ремонтно-восстановительные машины и механизмы) должны иметь соответствующие надписи. Транспортные средства аварийно-восстановительных бригад по согласованию с Государственной инспекцией безопасности дорожного движения (ГИБДД) оснащают спецсигналами. На период весенней распутицы на автотранспортные средства АВБ и АВП в организациях ГИБДД должны оформляться специальные пропуска для беспрепятственного проезда по дорогам и к линейной части МНПП.

2.6.10. Все оборудование, транспорт и имущество линейной службы, предназначенные для выполнения аварийно-восстановительных работ, должны находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Использовать данную технику не по назначению запрещается.

2.6.11. Периодические визуальные осмотры трассы, линейных сооружений и охранной зоны МНПП производят по утвержденным маршрутам и графикам линейные обходчики или ремонтно-восстановительные бригады (РВБ), снабженные транспортом повышенной проходимости либо воздушным транспортом и двусторонней связью с ЛПДС.

2.6.11.1. Участки обслуживания МНПП одним обходчиком независимо от числа параллельно уложенных трубопроводов устанавливаются от 10 до 15 км с размещением блок - поста преимущественно в районе установки задвижек и закрепляются приказом по ЛПДС или ПС.

2.6.11.2. Линейные обходчики производят:

- ежедневный осмотр и выявление утечек нефтепродуктов через запорную арматуру, выхода нефтепродукта на поверхность земли или водную поверхность;

- проверку наличия и исправности километровых знаков, контрольно-измерительных пунктов, установок ЭХЗ запорной арматуры, колодцев и их ограждений, состояния вдольтрассовой линии электропередач.

В случае выявления неисправностей оборудования, выхода нефтепродукта, хищений нефтепродукта из МНПП, выполнения каких-либо работ на трубопроводе или в охранной зоне сторонними организациями линейный обходчик немедленно сообщает об этом на ЛПДС, после чего действует согласно указаниям руководства ЛПДС (выставляет знаки безопасности, осуществляет охрану участка до прибытия РВБ и т.д. согласно ПЛА и указаниям руководства ЛПДС).

2.6.12. Задачей авиационного обслуживания может быть не только контроль за состоянием нефтепродуктопроводов со всеми линейными устройствами, сооружениями, зданиями, переходами и пересечениями, но и транспортировка ремонтных групп с комплексом инструментов на место работы.

2.6.13. Организацию работ по авиационному патрулированию трассы, включая оформление договора, осуществляет ответственное лицо, назначенное приказом по отделению или ОАО.

На ЛПДС, ПС и НП, линейных участках МНПП должны быть предусмотрены площадки для посадки и взлета вертолетов.

2.6.14. На каждой ЛПДС, ПС и ПО должен быть составлен и утвержден список специалистов, которые могут пользоваться услугами вертолета для выполнения служебных обязанностей. Каждый допущенный к полетам на вертолетах специалист должен быть застрахован от несчастного случая в установленном порядке.

2.6.15. Периодичность осмотра нефтепродуктопровода путем обхода, объезда или облета устанавливает руководство ОАО в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы нефтепродуктопровода и времени года. Периодичность осмотра трассы руководством перекачивающих станций или ЛПДС - не реже одного раза в месяц, отделения - одного раза в квартал, ОАО - одного раза в полгода.

Внеочередные осмотры следует проводить после стихийных бедствий, в случае обнаружения утечки нефтепродуктов, падения давления, отсутствия баланса нефтепродукта и других признаков повреждения нефтепродуктопровода.

2.6.16. Время выхода (вылета) обходчиков или РВБ на трассу, их нахождения и возвращения с трассы должно сообщаться и регистрироваться дежурным диспетчером в специальном журнале. Результаты осмотров и выполняемые в процессе обхода (облета) операции должны фиксироваться в журнале наблюдений при обходе (облете) трассы.

2.6.17. Техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования нефтепродуктопровода проводят аварийно-восстановительные бригады по утвержденному графику работ.

2.6.18. Для поддержания пропускной способности и сохранения качества нефтепродуктов производится периодическая очистка МНПП от внутренних отложений. Периодичность очистки выбирается в зависимости от интенсивности накопления отложений на основе анализа режимов перекачки. Очистка полости трубопровода производится по инструкциям, разрабатываемым ОАО, эксплуатирующими МНПП.

2.6.19. Очередная очистка должна производиться при снижении пропускной способности нефтепродуктопровода не более чем на 3%, ухудшении качества нефтепродукта и др.

Все работы по подготовке и проведению очистки МНПП должны выполняться в соответствии с принятой технологией и требованиями нормативных документов по охране труда и пожарной безопасности /51, 53, 115,..., 125/.

2.6.20. График очистки МНПП по участкам должен утверждаться главным инженером ОАО, эксплуатирующего этот МНПП или участок и передаваться на исполнение в отделения. Контроль за выполнением графика должен осуществляться отделом эксплуатации и ТТО ОАО или отделений.

2.6.21. Виды и объемы ремонта самого трубопровода устанавливают на основе оценки его технического состояния по данным осмотров в шурфах, электроизмерений, анализов отказов, технических норм, требований паспортов и инструкций заводов-изготовителей или по данным обследования состояния трубопровода приборными средствами диагностики, а также в соответствии с мероприятиями по повышению надежности и безопасности эксплуатации, предусмотренными в планах ОАО, отделений.

2.6.22. Фактическое состояние действующего нефтепродуктопровода определяется путем сравнения определяющих его техническое состояние параметров с предельно допустимыми значениями, на основании чего принимается решение по его ремонту или дальнейшей эксплуатации.

2.6.23. Подготовка и порядок проведения диагностического обследования линейной части МНПП, методические основы оценки фактического технического состояния и установления на этой основе сроков и объемов работ, а также порядок организации и проведения последующих ремонтов определяются действующими НТД о техническом диагностировании линейной части МНПП и системе ТОР по диагностическим данным.

2.6.24. Для трубопровода с повышенной коррозийностью, а также при большом числе аварий на его участках следует проводить гидравлические испытания водой или нефтепродуктом с предварительным согласованием в соответствующих органах надзора и разработкой мероприятий по безопасному ведению этих работ.

Каждое ОАО, эксплуатирующее МНПП, отделение должны разрабатывать и утверждать конкретные планы мероприятий по подготовке и обеспечению безаварийной работы МНПП и всех сооружений в осенне-зимний и весенний паводковый периоды.

2.6.25. В плане подготовки к эксплуатации МНПП в зимних условиях должны быть предусмотрены:

- ревизия и ремонт приводов запорной арматуры с заменой летней смазки на зимнюю и масла в взрывозащищенном электрооборудовании, создание запаса необходимых материалов и инструментов на базах, складах и в определенных местах трассы;

- восстановление противопожарных сооружений;

- ревизия и ремонт уплотнений в защитных кожухах переходов через шоссейные и железные дороги для предотвращения попадания воды в кожух;

- приоткрытие задвижек тупиковых участков, камер скребка и других подобных устройств;

- перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной техники и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойного транспорта нефтепродуктов в зимних условиях;

- промывка тупиковых и непроточных участков и арматуры;

- установка указателей и вешек у колодцев и вантузов на случай заноса их снегом.

2.6.26. В плане мероприятий по подготовке к весеннему паводку должны быть предусмотрены:

ремонт и укрепление воздушных и подводных переходов (с береговыми колодцами);

подготовка аварийно-ремонтной техники, замена смазки в редукторах, проверка запорной арматуры на полное открытие и закрытие;

создание необходимого запаса ГСМ;

восстановление нагорных водоотводных канав, противопожарных сооружений, водопропускных устройств, очистка их от снега;

ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда, обрубка льда в урезах рек над подводными переходами;

подготовка плавучих средств и средств отбора нефтепродукта с водной поверхности;

ремонт мостов через реки и ручьи и подготовка дорог для проезда аварийно-ремонтной техники;

назначение дежурных постов на особо ответственных местах;

создание временных опорных пунктов в отдельных труднодоступных местах трассы МНПП с оснащением необходимой техникой, материалами, инструментами и средствами связи.

2.6.27. Мероприятия по подготовке к паводку должны быть согласованы с паводковыми комиссиями при администрациях населенных пунктов, вблизи которых проходит трасса МНПП.

2.6.28. Повреждения на МНПП могут быть обнаружены:

по падению давления на выходе перекачивающей станции;

по падению давления на приеме последующей перекачивающей станции (конечного пункта);

по повышению нагрузки двигателей магистральных насосов;

по разнице баланса перекачки между насосными станциями;

акустическими и гидродинамическими методами;

пропуском внутри трубы специальных устройств и приборов;

путем использования трассирующих веществ (радиоактивных изотопов и др.);

визуально-периодическим осмотром трассы.

2.6.29. При обнаружении утечки необходимо:

сообщить оператору или диспетчеру место и характер утечки и действовать по их указанию;

принять меры по предупреждению несчастных случаев и загораний;

выставить предупредительные знаки, запрещающие въезд и вход в зону (при необходимости);

организовать, если это необходимо, объезд на участке дороги, близком к месту выхода нефтепродукта;

предупредить местные органы власти об опасности разведения огня и соблюдении правил безопасности (при необходимости);

организовать посты наблюдения и предупреждения;

оповестить при необходимости владельцев коммуникаций технического коридора.

2.6.30. Повреждения МНПП устраняются силами ремонтно-восстановительной бригады, до прибытия которой линейный обходчик или другой работник отделения, ПС должен неотлучно находиться у места повреждения.

2.6.31. В случае возникновения аварии на МНПП аварийно-восстановительная служба должна действовать согласно плану ликвидации возможных аварий, разработанному в установленном действующей НТД /80/ порядке для закрепленного за АВП участка трассы.

2.6.31.1. Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются комиссией в составе начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по охране труда, представителя ОАО "Телекомнефтепродукт", начальника пожарной части, подписываются членами комиссии и утверждаются главным инженером ПО ОАО. ПЛА переутверждается по мере необходимости, но не реже чем раз в 5 лет. Изменения, не требующие пересогласования, вносятся в ПЛА немедленно, о чем делают пометку на титульном листе. Организация работ по внесению изменений, переутверждению ПЛА возлагается на службы эксплуатации ОАО. ПЛА находится у главного инженера ПО, диспетчера ПО, начальника аварийно-восстановительной службы. У сменного оператора ЛПДС, начальника караула военизированной охраны (ВОХР) и подразделений ОАО "Телекомнефтепродукта" должны находиться выписки из разделов плана, касающихся этих служб.

2.6.31.2. Все текущие изменения, вносимые в ПЛА, должны доводиться под роспись до работников АВП и руководства ЛПДС, а также отражаться в должностных инструкциях работников АВП.

2.6.32. Стратегия организации работ по ликвидации аварии на линейной части МНПП и ее возможных последствий должна предусматривать выполнение следующих основных работ:

- поиск места аварии и определение ее характера;

- сбор, выезд и доставку персонала и технических средств к месту аварии;

- выполнение работ по локализации и сбору разлившегося нефтепродукта и АВР;

- ликвидацию последствий аварий и оформление документации установленной формы.

2.6.32.1. Порядок организации, технологическая последовательность и примерный график выполнения перечисленных работ, действия должностных лиц и непосредственных исполнителей, порядок и сроки составления требуемой документации, перечень необходимых технических средств и другие аспекты ликвидации аварии на МНПП и ее возможных последствий определяются инструкцией /80/ и ПЛА.

2.6.32.2. Для проверки и закрепления знания ПЛА в каждом ОАО должны проводиться учения и учебно-тренировочные занятия.

Программы учений должны быть направлены на выполнение плана ликвидации возможных аварий, а также на отработку совместных действий с органами местной власти, с комиссией по чрезвычайным ситуациям и со всеми привлекаемыми организациями. Количество занятий (учений) и их содержание определяются руководством ОАО и ПО ОАО в зависимости от квалификации ремонтного персонала, сложности обслуживаемого участка трассы, природно-климатических условий и т.п.

2.6.32.3. Учения и учебно-тренировочные занятия должны проводиться с периодичностью:

в АВП - не реже 1 раза в месяц;

в ОАВП - не реже 1 раза в квартал.

Разрешается не проводить очередные учения и учебно-тренировочные занятия в тех из перечисленных выше подразделений ABC, которые были использованы на ликвидации аварий или производстве врезок на обслуживаемых участках трубопроводов.

2.6.32.4. Учения по обмену передовым опытом организации, новейшими техническими средствами и методами производства аварийно-восстановительных работ в масштабах АК организуются и проводятся по специальной программе с частотой один раз в 3 - 5 лет.

2.6.32.5. Персонал аварийно-восстановительной службы должен хорошо знать район участков трассы трубопроводов, в том числе расположение соседних коммуникаций, населенных пунктов, объектов народного хозяйства, сельскохозяйственных угодий и т.д.

2.6.32.6. Повреждения коммуникаций, происшедшие вследствие неисправности соседних коммуникаций или при производстве работ на них, расследуются комиссионно с привлечением всех заинтересованных сторон и устраняются за счет виновной организации и с привлечением ее сил.

2.6.32.7. Ликвидация последствий аварии (повреждения) в техническом коридоре производится по плану, согласованному со всеми соответствующими организациями - владельцами коммуникаций.

2.6.32.8. Последствия стихийных бедствий (оползней, размывов трассы и т.п.) устраняются владельцами коммуникаций технического коридора совместными силами.

2.6.32.9. Ликвидация аварий на магистральных трубопроводах может производиться без согласования с землепользователем, но с обязательным последующим его уведомлением.

2.6.33. На ЛПДС, ПС или НП должно быть организовано хранение аварийного запаса труб, уложенных на стеллажи с ограничителями, препятствующими их раскатыванию.

2.6.34. Трубы аварийного запаса должны быть очищены от ржавчины и окалины, загрунтованы снаружи и изнутри и иметь на концах заглушки. На каждой трубе должны быть нанесены белой краской длина и диаметр, толщина стенки и марка стали. В отделении должны храниться копии сертификатов на трубы аварийного запаса.

В летний период грунтовка и надписи на трубах аварийного запаса должны быть обновлены, стеллажи отремонтированы и аварийный запас пополнен до нормы.

2.6.35. Трубы, используемые для замены поврежденных участков, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам. Проверка должна быть оформлена актом.

2.6.36. В процессе эксплуатации МНПП аварийный запас труб должен систематически осматриваться. При осмотре должны производиться: ремонт стеллажей, очистка и смазка торцов труб, защита от коррозии. По истечении амортизационного срока службы трубы аварийного запаса должны быть заменены на новые.

2.6.37. Для участков МНПП, проложенных через болота, горы и другие опасные участки, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1% от их протяженности.

2.6.38. Марка и толщина стенок труб аварийного запаса должны строго соответствовать аналогичным параметрам труб, заложенным при строительстве (проектировании).

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

2.7. Капитальный ремонт линейной части магистральных нефтепродуктопроводов

2.7.1. Критерии определения необходимости капитального ремонта линейной части МНПП

2.7.1.1. Решение о необходимости капитального ремонта линейной части МНПП принимается на основе комплексного обследования и оценки технического состояния ее участков.

2.7.1.2. Для оценки технического состояния участков МНПП предварительно производят следующие работы:

- анализ отказов участка и имеющихся данных по диагностике МНПП;

- выявление наиболее опасных участков МНПП в отношении внешней и внутренней коррозии, а также напряженного состояния МНПП;

- обследование наиболее опасных участков МНПП, запорной арматуры, установок ЭХЗ, защитных противопожарных средств, линий технологической связи;

- анализ полученной информации.

2.7.1.3. Критериями опасности участков МНПП в отношении внешней коррозии, определяющими необходимость проведения капитального ремонта линейной части МНПП, являются:

- величина разности потенциалов "труба - земля", не удовлетворяющая требованиям ГОСТ 9.602-89;

- наличие дефектов изоляционного покрытия, обнаруженных в результате обследования;

- опасное (по ГОСТ 9.602-89) смещение разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения (для МНПП, проложенных в зоне действия блуждающих токов);

- величина замеренного коррозионного износа по данным толщинометрии или определенной с помощью средств внутритрубной диагностики;

- отказы по причине наружной коррозии.

2.7.1.4. Наиболее опасными в отношении внутренней коррозии являются:

- места, где величина замеренного коррозионного износа по данным толщинометрии или определенного с помощью внутритрубной диагностической аппаратуры превышает средние по МНПП значения;

- места, где происходили аварии по причине внутренней коррозии;

- места возможных донных скоплений перед участками с пониженной скоростью течения и др., где возможно развитие сульфат - восстановительных бактерий;

- пониженные места по рельефу МНПП со скоростью течения нефтепродукта, не обеспечивающей вынос скоплений и воды.

2.7.1.5. Опасность разрушения МНПП из-за перенапряжения металла трубы может возникнуть в результате:

- действия неучтенных нагрузок (размыв подводных участков МНПП, колебания размытых участков под воздействием потока, воздействие оползающих грунтов при укладке МНПП);

- нарушения проектных решений или ошибки в проекте (например, дополнительное к проектному искривление МНПП в вертикальной и горизонтальной плоскости вплоть до образования гофр и др.).

2.7.1.6. На основе выявленных опасных участков МНПП производится их обследование путем шурфования, осмотра трубопровода, контроля изоляционного покрытия, толщины стенки трубы и качества сварных швов принятыми способами контроля.

2.7.1.7. Порядок проведения обследования и оценки коррозионного состояния МНПП, организационно-техническая подготовка, способы капитального ремонта, виды, технологическая последовательность и контроль качества работ определяются "Правилами капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов диаметром 100 - 720 мм" /35/ и "Правилами капитального ремонта подземных трубопроводов" /36/.

2.7.1.8. По результатам обследований проводится анализ полученной информации о состоянии стенки трубы и изоляционного покрытия, который включает:

- классификацию и оценку обнаруженных дефектов по степени опасности;

- определение остаточного ресурса участка МНПП;

- уточнение на трассе МНПП мест обнаруженных дефектов;

- планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения МНПП;

- выбор вида и способа ремонта, установление сроков его проведения в зависимости от характера дефекта МНПП с учетом загруженности на рассматриваемый момент и перспективу.

2.7.1.9. Классификация дефектов производится следующим образом:

- определяется вид дефекта по конструктивному признаку (трещины, гофры, свищи, коррозионные язвы и т.д.);

- определяются геометрические размеры дефектов (длины, глубины, радиуса кривизны и т.д.);

- определяется степень опасности обнаруженных дефектов с учетом остаточного ресурса МНПП.

2.7.1.10. Критериями оценки дефектов обследованного участка МНПП являются допуски, установленные действующими НТД (СНиП III-42-80*. "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ"; ВСН 006-89. "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка").

На основании анализа и обработки результатов обследований назначается капитальный ремонт либо с заменой труб, либо с заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки труб.

Восстановление стенки трубы производится одним из следующих методов:

- зачистка поверхности, шлифовка;

- заварка (наплавка) повреждений;

- приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт).

2.7.1.11. Замену изоляции трубопровода следует проводить механизированным или ручным способом при давлении в нем не более 2,5 МПа при наличии проекта производства работ, мероприятий по безопасности труда и плана ликвидации аварий на данном участке.

Зачистка поверхности трубы шлифованием применяется при наличии коррозионных повреждений, не превышающих глубиной 10% от толщины стенки.

При наличии глубоких повреждений допускается непосредственная их заварка, если остаточная толщина трубы в месте повреждений не менее 5 мм независимо от внутреннего давления /35, 80/.

При наличии сплошной коррозии восстановление работоспособности труб следует производить путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт) /35, 80/.

2.7.2. Требования к организационно-технической подготовке и проведению капитального ремонта линейной части МНПП

2.7.2.1. Капитальный ремонт МНПП проводится по плану ОАО, составленному на основании представляемых отделениями титульных списков на проведение капитальных ремонтов нефтепродуктопроводов.

2.7.2.2. Капитальный ремонт объектов линейной части МНПП выполняется специализированными ремонтными подразделениями (РСУ, ОАВП, сторонними организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности).

2.7.2.3. Перед капитальным ремонтом линейной части МНПП, проложенного вблизи населенного пункта или других промышленных объектов, местная власть и население должны быть оповещены о необходимых мерах безопасности. Защитные сооружения должны быть проверены и при необходимости отремонтированы.

2.7.2.4. Во избежание повреждения МНПП перед началом ремонтных работ необходимо трассоискателем или шурфованием определить положение нефтепродуктопровода в грунте через каждые 50 м, а на неровном рельефе через каждые 25 м, установить указатели высотой не менее 0,5 м с обозначением глубины заложения. Указатель необходимо установить также в местах пересечения МНПП с другими коммуникациями.

Местоположение вантузов коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре, должно быть обозначено вешками.

2.7.2.5. Капитальному ремонту должна предшествовать разработка мероприятий организационно-технической подготовки, которая осуществляется на основании результатов обследования технического состояния, плана ремонта, необходимых объемов финансирования, потребности в затратах труда, механизмах, материалах и оборудовании.

2.7.2.6. Организационно-технические мероприятия, выполняемые заказчиком (ОАО, отделением), должны включать:

- обследование технического состояния нефтепродуктопровода;

- разработку и утверждение задания на проектирование капитального ремонта;

- изыскания с целью уточнения положения трубопроводов в плане, вантузов, сооружений и сетей, пересекающих трассу трубопровода или проходящих рядом с ним, с использованием приборов;

- подготовку уточненного профиля трассы на основании материалов изысканий;

- оформление документов по отводу земель с согласованием условий рекультивации;

- разработку и утверждение рабочего проекта на капитальный ремонт в установленном порядке и в сроки, установленные договором с проектной организацией, и согласование его с органами Госгортехнадзора России. Несложные участки небольшой протяженности (до 200 м) могут капитально ремонтироваться по разработанному специалистами ОАО и утвержденному главным инженером проекту производства работ.

2.7.2.7. Подготовительные работы, выполняемые подрядчиком, должны включать:

- обследование дорог, мостов для выяснения возможности перебазировки машин и механизмов;

- размещение и обустройство полевых городков, решение вопросов питания, быта рабочих;

- подготовку трассы трубопроводов;

- оборудование пунктов погрузки и выгрузки;

- перебазировку ремонтных колонн к месту работы;

- организацию пунктов хранения ГСМ;

- строительство временных складов;

- устройство подъездных путей;

- оборудование пунктов технического обслуживания машин и механизмов, баз по приготовлению битумной мастики;

- разработку и согласование с ОАО или его отделением мероприятий по обеспечению сохранности параллельных коммуникаций при производстве капитального ремонта;

- организацию связи участка ремонта с ближайшей ЛПДС, ПС или диспетчером отделения.

2.7.2.8. Производство основных ремонтных работ разрешается начинать после завершения организационно-подготовительных работ и получения письменного разрешения от руководства ОАО (отделения) на производство работ.

2.7.2.9. Сдача трассы в натуре производится заказчиком (ОАО, отделением) подрядчику (РСУ) с оформлением акта передачи перед началом работ.

2.7.2.10. Перед началом работ отделение ОАО должно произвести проверку готовности колонны, оформленную актом, и поставить в известность местные органы власти, а также органы надзора о сроках проведения работ по капитальному ремонту действующего нефтепродуктопровода.

2.7.2.11. Проектно-сметная документация капитального ремонта разрабатывается ОАО или по заявке заказчика специализированной организацией, имеющей на это лицензию.

Проект производства работ разрабатывается подрядчиком и согласовывается с заказчиком, выбираются метод ремонта и используемая техника.

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

2.7.2.13. Земляные работы, проводимые в пределах охранных зон воздушных и кабельных линий электропередачи, автомобильных дорог, железнодорожных путей и газопроводов, должны выполняться только при наличии письменного разрешения предприятия, эксплуатирующего эти коммуникации, в присутствии его представителя. К разрешению должен быть приложен план (схема) с указанием расположения и глубины залегания коммуникаций, составленный на основании шурфовки.

2.7.2.14. Вантузы, задвижки и другие узлы должны быть предварительно открыты и обозначены.

2.7.2.15. При проведении работ по капитальному ремонту МНПП необходимо обеспечивать постоянную двухстороннюю связь руководителя работ с диспетчером отделения или оператором ближайшей ПС.

В зимнее время разработку грунта (за исключением сухого песчаного) на глубине промерзания разрешается производить без крепления, при дальнейшем углублении необходимо устанавливать крепления.

За состоянием траншеи должно быть установлено постоянное наблюдение.

2.7.2.16. В местах проведения ремонтных работ траншея должна быть расширена и углублена под нефтепродуктопроводом до размеров, необходимых для проведения очистных, сварочных и изоляционных работ и контроля их качества, из нее должно быть устроено не менее двух выходов с противоположных сторон.

2.7.2.17. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима работы приказом по отделению ОАО назначается лицо из числа работников служб, несущих ответственность за безаварийную эксплуатацию МНПП в период капитального ремонта. Этому работнику предоставляется право прекращения ремонтных работ в случаях:

- возникновения аварийного состояния на объектах, расположенных вблизи производства работ;

- угрозы разрушения действующих коммуникаций или других объектов;

- недопустимых нарушений плана работ, технологии их производства или требований техники безопасности;

- повышения содержания горючих веществ в воздухе рабочей зоны выше допустимого значения.

В случае прекращения работ по одной из перечисленных выше причин руководитель работ должен немедленно сообщить об этом диспетчеру ОАО и в отделение ОАО. Люди должны быть выведены из опасной зоны. Работы могут быть продолжены после ликвидации загазованности или устранения других нарушений.

2.7.2.18. После завершения работ по капитальному ремонту службе эксплуатации необходимо внести соответствующие коррективы в паспорт трубопровода.

2.8. Периодические испытания на прочность магистральных нефтепродуктопроводов

2.8.1. Решение о проведении испытаний на прочность может быть принято на основе анализа аварийности, результатов диагностики, плановых мероприятий по повышению надежности, охране окружающей среды, изменений режимов и схем перекачки.

На основе установленных нормативных (амортизационных) сроков службы, результатов обследований технического состояния МНПП и экспертных оценок уровня надежности и экономических показателей работы нефтепродуктопровода может быть составлен план периодических испытаний нефтепродуктопроводов ОАО.

2.8.2. На каждый испытываемый нефтепродуктопровод разрабатывается и утверждается ОАО, эксплуатирующим МНПП, проект производства испытаний с учетом конкретной раскладки труб и технического состояния нефтепродуктопровода.

2.8.3. Для организации и проведения испытаний действующего нефтепродуктопровода приказом по отделению ОАО, ОАО создается рабочая комиссия под председательством главного инженера отделения ОАО.

Весь персонал, участвующий в испытаниях, независимо от ведомственной принадлежности, в период испытаний должен находиться в оперативном подчинении председателя комиссии. Оперативные указания, связанные с технологическими операциями на МНПП в период испытаний (пуск и остановка магистральных насосов, закачка ими жидкости в нефтепродуктопровод, перемещение жидкостной пробки, сброс жидкости, открытие и закрытие задвижек и т.д.), отдаются через диспетчера ОАО (отделения). Вывод на испытательное давление должен оформляться актом.

2.8.4. Параметры испытаний (протяженность участка, испытательное давление, время выдержки под испытательным давлением и цикличность изменения давления при испытаниях) устанавливают на основе вышеперечисленных данных (п. 2.8.1) с учетом требований действующей НТД.

Результаты испытаний нефтепродуктопровода оформляются актом и должны заноситься в его паспорт.

2.8.5. Выявленные при испытаниях дефекты и повреждения нефтепродуктопровода устраняются, и испытания продолжаются по установленному регламенту. Характер каждого выявленного при испытаниях дефекта или повреждения МНПП, а также работы по их устранению должны быть отражены в специальном акте.

2.8.6. Все работники, привлекаемые к проведению испытаний МНПП, проходят внеочередной инструктаж по охране труда и технике безопасности, знакомятся с целями, задачами, особенностями предстоящих испытаний, а также с порядком и особенностями действий при возникновении аварийных ситуаций, с приказом по испытанию МНПП.

Председатель комиссии на период испытаний каждого отдельного участка МНПП своим распоряжением назначает ответственного за обеспечение безопасности обслуживающего персонала и сохранности машин, оборудования и сооружений вдоль трассы нефтепродуктопровода.

2.8.7. Для обеспечения безопасности населения независимо от протяженности испытываемого участка, по согласованию с местными органами власти устанавливается охранная зона (зона безопасности) по 100 м в обе стороны от оси МНПП.

Оповещение населения об испытаниях осуществляется выдачей письменного предупреждения местным органам власти и землепользователям и, при необходимости, местными органами власти через местное радио и прессу.

В процессе испытаний участка МНПП персонал, механизмы и оборудование должны находиться за пределами охранной зоны.

2.8.8. Замер параметров испытаний должен производиться дистанционными приборами, вынесенными за пределы охранной зоны.

2.8.9. В темное время суток рабочие площадки, посты наблюдений, приборы должны быть освещены.

2.8.10. Осмотр МНПП разрешается только после снижения давления до рабочего.

2.8.11. Все работы должны производиться с соблюдением требований нормативных документов по охране труда, безопасности и пожарной безопасности.

2.8.12. В течение всего периода повышения давления и затем в течение двух часов с момента достижения рабочего давления весь персонал и механизмы, занятые ремонтными работами, должны находиться за пределами установленной в ППР охранной зоны.

2.9. Требования к организации и проведению огневых ремонтных работ

2.9.1. К огневым работам относятся производственные операции, связанные с применением открытого огня, искрообразованием и нагреванием до температур, способных вызвать воспламенение горючей смеси нефтепродуктов и воздуха, материалов, конструкций, с применением передвижных установок, оборудованных двигателями внутреннего сгорания.

2.9.2. При подготовке и выполнении огневых работ необходимо руководствоваться требованиями СНиП III-42-80* "Магистральные трубопроводы", ВСН 006-89 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка", Правил пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт" /121/, Единых правил безопасности при взрывных работах /127/, Типовой инструкции по охране труда и пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт" /132/ и настоящих Правил.

2.9.3. К проведению огневых ремонтных работ допускаются лица, прошедшие специальную подготовку и стажировку, имеющие квалификационное удостоверение по технике безопасности и программе пожарно-технического минимума.

2.9.4. Места проведения огневых работ могут быть постоянными и временными.

Постоянные места проведения огневых работ должны быть оборудованы в соответствии с проектом. На участке, отведенном для проведения огневых работ, должны быть: перечень видов разрешенных огневых работ, инструкция о мерах пожарной безопасности, первичные средства пожаротушения (не менее двух пенных огнетушителей, один порошковый, асбестовое полотно или кошма, песок).

Огневые работы на оборудовании и трубопроводах допускаются лишь в тех случаях, когда их нельзя проводить в специально отведенных местах. При этом в каждом случае должен быть оформлен наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности в установленном порядке и по специальной форме (Приложение А), подписанный главным инженером или руководителем объекта (ПС, НП и т.д.), представителями пожарной охраны, охраны труда и соответствующих служб (участков) и лицами, ответственными за подготовку объекта и проведение огневых работ.

2.9.5. Наряд-допуск является разрешением на проведение огневых работ в течение всего срока, необходимого для выполнения указанного в нем объема работ. При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск подлежит продлению лицом, его выдавшим. Наряды-допуски регистрируются в специальном журнале (приложение Б) технического руководителя и храниться у него после окончания работы не менее одного месяца.

Ответственный за проведение огневых работ, получая наряд-допуск и возвращая его по окончании работы, обязан расписываться в журнале.

2.9.6. Производитель работ обязан проверить выполнение мер пожарной безопасности в пределах рабочей зоны. Приступать к огневым работам разрешается только после выполнения всех мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске.

В случае применения при огневых работах передвижных насосных агрегатов или установок последние должны быть оборудованы исправными искрогасителями и устанавливаться на безопасном расстоянии от места возможной утечки нефтепродукта или появления паров нефтепродукта.

2.9.7. До начала огневых работ рабочая зона должна быть зачищена от остатков нефтепродукта и выполнен анализ воздуха для определения возможности ведения в ней огневых работ. Огневые работы разрешаются при условии, что к месту их проведения не будут поступать горючие пары и газы. Концентрация горючих паров и газов на участке, где производятся огневые работы, не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию, предусмотренную действующей НТД.

2.9.8. Если огневые работы продолжаются несколько дней и существует вероятность возникновения внезапной утечки паров нефтепродукта, необходимо осуществлять контроль состояния воздушной среды в ремонтном котловане и ремонтируемом нефтепродуктопроводе (не реже чем через каждый час работы и после перерывов).

2.9.9. При обнаружении опасных концентраций паров смеси должно быть выполнено следующее:

- приостановлены все работы, кроме требуемых по соображениям безопасности;

- работающие выведены из опасной зоны;

- сообщено непосредственному руководителю работ;

- установлены знаки безопасности, ограничивающие загазованную зону с учетом направления ветра, и выставлены посты в зоне поврежденного участка;

- приняты меры по устранению загазованности.

Работы могут быть возобновлены после выявления и устранения причин утечки и загазованности. При этом содержание паров нефтепродукта или газа в местах проведения работ не должно превышать предельно допустимой концентрации по санитарным нормам (Приложение Г).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "Приложение В"

2.9.10. Огневые работы на действующем МНПП (заварка коррозионных язв, приварка муфт, заплат, отводов, патрубков, бобышек и катодных выводов) разрешается производить после контроля неразрушающими методами состояния металла ремонтируемых труб в месте сварки. При наличии недопустимых дефектов (трещин, царапин, задиров) ведение огневых работ не допускается. Остаточная толщина стенки трубы в зоне сварного шва должна быть не менее 5 мм.

2.9.11. Огневые работы на нефтепродуктопроводах, находящихся под давлением, должны проводиться в соответствии с согласованной с надзорными органами (Госгортехнадзором России и т.д.) технологией и с соблюдением предусмотренных действующими НТД рекомендаций.