Проект Приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов"" (подготовлен Ростехнадзором 18.05.2017)

Досье на проект

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности
"Правила безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов"

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I.I. Область распространения

1. Настоящие Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов" (далее - Правила) устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, инцидентов и случаев производственного травматизма на опасных производственных объектах (далее - ОПО) при эксплуатации промысловых трубопроводов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, включая ПТ системы поддержания пластового давления (ППД).

2. Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17, 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; 2010, N 31, ст. 4196; 2011, N 27, ст. 3880; N 30, ст. 4590, 4591, 4596; N 49, ст. 7015, 7025; 2012, N 26, ст. 3446; 2013, N 9, ст. 874).

3. Правила предназначены для применения при:

а) эксплуатации, проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, ремонте, консервации и ликвидации промысловых трубопроводов;

б) изготовлении, монтаже, пуско-наладочных работах, обслуживании, диагностировании и ремонте технических устройств, применяемых при эксплуатации промысловых трубопроводов.

4. Пожарная безопасность при эксплуатации промысловых трубопроводов обеспечивается в соответствии с требованиями Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30 ст. 3579; 2012, N 29, ст. 3997; 2013, N 27, ст. 3477; 2014, N 26, ст. 3366; 2015, N 29, ст. 4360; 2016, N 27, ст. 4234).

5. Промысловый трубопровод (далее ПТ) - сооружение с комплексом технических устройств на нем для транспорта газообразных и жидких сред (далее транспортируемых сред) под действием напора (разности давлений).

6. В состав ПТ входят:

для газовых и газоконденсатных месторождений:

- газопроводы-шлейфы до входного крана на площадке промысла или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры);

- газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин, газопроводы неочищенного газа, трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата, независимо от их протяженности;

- трубопроводы для подачи очищенного газа в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

- трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи ее в скважины для закачки в поглощающие пласты;

- метанолопроводы и ингибиторопроводы, расположенные между площадками промысла;

для нефтяных и газонефтяных месторождений:

- выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

- нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы) для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти;

- газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки газа;

- нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;

- газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

- газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

- трубопроводы низкого давления для транспортирования подтоварной или пресной воды до кустовых насосных станций;

- трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

- нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;

- газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;

- ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений;

- газопроводы подземных хранилищ газа: трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа.

Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть - к нефтепроводам.

Настоящие Правила не распространяется на:

- трубопроводы для магистрального транспорта товарного продукта;

- трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100°С;

- водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на кустовой насосной станции;

- трубопроводы систем газопотребления и газораспределения;

- технологические внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы, расположенные на площадках скважин и кустов скважин, установок предварительной подготовки газа, установок комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станций, дожимных насосных станций, головных компрессорных станций, головных насосных станций, головных сооружений, газоизмерительных станций, пунктов сбора, газоперерабатывающих заводах, станций подземного хранения газа и других промысловых объектов).

III. СОКРАЩЕНИЯ

В настоящих Правилах применены следующие сокращения:

ВИК - визуально -измерительный контроль

ГЖС - газожидкостная смесь

ДДК - дополнительный дефектоскопический контроль

ОВ - опасные вещества

ОПО - опасный производственный объект

ППД - поддержание пластового давления

ПТ - промысловый трубопровод

СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии

СОД - средства очистки и диагностики

ТР - технологический регламент

УКК - узел контроля коррозии

ЭХЗ - электрохимическая защита

IV. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ПТ

IV.I. Общие требования к разработке технологического процесса

7. Разработка технологического процесса перекачки транспортируемых сред (далее технологические процессы), применение технологического оборудования, выбор типа запорной арматуры и мест ее установки, средств контроля и противоаварийной защиты должны быть обоснованы в проектной документации или документации на техническое перевооружение, капитальный ремонт и консервацию, разработанной в порядке, установленном Федеральным законом N116-ФЗ, с учетом законодательства о градостроительной деятельности (далее - документация).

8. Комплектное оборудование и технические устройства, разработанные и изготовленные по зарубежным стандартам, применяют на ПТ при наличии технической документации изготовителя, а также при их соответствии требованиям настоящих Правил и действующих в Российской Федерации технических регламентов, что подтверждается заключением экспертизы промышленной безопасности или сертификатом соответствия требованиям технических регламентов.

9. Выбор трассы и размещение объектов ПТ следует проводить с учетом природно-климатических особенностей территории, минимизации количества подводных переходов, распределения близлежащих мест заселения, гидрогеологических свойств грунтов, наличия близко расположенных производственных объектов, а также с учетом транспортных путей и коммуникаций, которые могут оказать негативное влияние на безопасность ПТ.

10. Территория размещения ПТ должна обеспечивать возможность проведения строительно-монтажных работ с использованием грузоподъемной и специальной техники, а также возможность размещения мест складирования оборудования и строительных материалов.

11. Объекты ПТ следует размещать на безопасных расстояниях до других промышленных и сельскохозяйственных объектов, отдельных зданий и сооружений, жилых, общественно-деловых зон и зон рекреационного назначения, установленных в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации.

12. При отсутствии установленных требований по безопасным расстояниям или невозможности их соблюдения эти требования должны быть определены в обосновании безопасности опасного производственного объекта.

Обоснование безопасности ПТ в части анализа риска следует разрабатывать с учетом требований, изложенных в главе VII "Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на ПТ" настоящих Правил.

13. Объекты ПТ следует размещать с учетом опасности распространения транспортируемой среды при возможных авариях по рельефу местности и преобладающего направления ветра (по годовой розе ветров) относительно рядом расположенных населенных пунктов, объектов и мест массового скопления людей.

14. Прокладка промысловых трубопроводов по территориям населенных пунктов, вахтовых жилых комплексов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов не допускается. Ремонт уже существующих ПТ осуществляется при условии разработки специальных технических условий.

IV.II. Требования промышленной безопасности при проектировании объектов ПТ

15. Проектной документацией/документацией в технологических процессах и при выборе оборудования объектов ПТ следует учитывать все виды нагрузок и воздействий, возникающих на этапах строительства, эксплуатации, реконструкции, при техническом перевооружении, капитальном ремонте, консервации, ликвидации ПТ, а также неблагоприятные варианты их сочетания, которые могут повлиять на надежность и безопасность ПТ. С учетом данных факторов в проектной документации следует указывать нормативный срок службы ПТ.

16. При выполнении расчетов на прочность, деформацию и устойчивость ПТ и опорных конструкций (фундаментов, опор, оснований) необходимо рассмотреть влияние на нагрузки переходных процессов (нестационарных режимов) при перекачке транспортируемых сред, а также возможное изменение свойств грунта в процессе эксплуатации ПТ.

17. В составе ПТ должны быть определены опасные участки (участки, расположенные вблизи населенных пунктов; переходы через естественные и искусственные преграды; участки, проходящие в особых природных условиях и по землям особо охраняемых природных территорий; участки высокой и повышенной коррозионной опасности), по которым проектной документацией/документацией должны быть предусмотрены дополнительные меры, направленные на снижение риска аварий.

18. Технические решения, принимаемые при разработке проектной документации/документации ПТ, должны обеспечивать безопасность технологических процессов.

19. Независимо от способа прокладки (подземный, наземный, надземный) должна быть обеспечена надежная и безопасная эксплуатация ПТ с учетом рельефа, грунтовых и природно-климатических условий.

20. Для опасных участков ПТ проектной документацией/документацией должны быть предусмотрены специальные меры безопасности, снижающие риск аварии, основные из которых:

увеличение толщины стенки ПТ;

увеличение глубины залегания ПТ;

повышение требований к категории защитного покрытия и режимам средств электрохимической защиты, обустройство систем коррозионного мониторинга;

применение защитного футляра, обетонирования, защитных плит;

прокладка в защитном кожухе (футляре);

оснащение системой обнаружения утечек;

прокладка в тоннеле;

обустройство дополнительных обвалований и защитных стенок;

укрепление грунта (берегов);

устройство отводящих систем (каналов, канав);

оснащение камерами пуска/приема средств очистки и диагностики;

ингибирование;

ведение мониторинга технического состояния ПТ.

Выбор специальных мер безопасности устанавливаются проектной документацией/документацией.

21. Техническими решениями должна быть обеспечена компенсация перемещений ПТ от изменения температуры, воздействия внутреннего давления.

22. Применяемые средства защиты от возможных видов коррозии должны обеспечивать безаварийное (по причине коррозии) функционирование ПТ в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией/документацией.

Способы и средства противокоррозионной защиты должны быть установлены проектной документацией/документацией, обеспечивающей защиту от внешней (атмосферной) и подземной коррозии, коррозии блуждающими и индуцированными токами, внутренней коррозии (ингибиторная защита, внутренние защитные покрытия, коррозионностойкие стали).

23. Технологические процессы очистки полости ПТ, диагностических работ должны обеспечивать безопасную эксплуатацию ПТ.

24. Запорная арматура, устанавливаемая на ПТ, должна обеспечивать возможность останова технологического процесса как при проектных режимах эксплуатации, так и в случае аварии или инцидента, в том числе с учетом секционирования участков ПТ. Места установки и тип запорной арматуры устанавливается проектной документацией/документацией.

25. При перекачке высоковязких транспортируемых сред проектной документацией/документацией должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие стабильный режим перекачки транспортируемых сред в условиях эксплуатации (тепловая изоляция ПТ, система подогрева, применение химических реагентов).

26. Проектной документацией/документацией должны быть определены требования к ПТ, арматуре, соединительным деталям по величине давлений и продолжительности испытаний на прочность и герметичность.

27. На подводных переходах через водные преграды проектной документацией/документацией должно быть предусмотрено применение технических средств, препятствующих всплытию ПТ. Балластировка подводных трубопроводов осуществляется одиночными (чугунными, железобетонными) грузами, устанавливаемыми на трубу непосредственно на строительной площадке, или обетонированием труб, выполняемым путем нанесения на них монолитного или армированного бетонного покрытия (в заводских или базовых условиях), или установкой сплошного покрытия из сборных железобетонных утяжелителей.

28. Меры против всплытия, включая применение соответствующих технических устройств, следует разрабатывать в проектной документации/документации также при прокладке подземных ПТ на участках с высоким уровнем грунтовых вод и долгосрочным подтоплением паводковыми водами.

29. Проектной документацией/документацией для газопроводов должны быть предусмотрены устройства безопасного сброса газа (продувочные свечи), отделяемые запорной арматурой, той же категории и на то же рабочее давление, что и основной газопровод. На газопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.

30. В проектной документации/документации на ПТ должна предусматриваться возможность очистки полости ПТ после строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта и удаления/безопасной утилизации технической жидкости после проведения гидроиспытаний.

31. Проектной документацией/документацией на ПТ должны быть предусмотрены безопасное обслуживание и ремонт объектов ПТ.

Запрещается применение резьбовых соединений на ПТ.

32. Допускается применение нестальных труб и соединений, отличных от сварных при обосновании в проектной документации/документации в соответствии с законодательством Российской Федерации.

IV.III. Требования промышленной безопасности при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте опасных производственных объектов ПТ

33. Осуществление мероприятий по строительству, реконструкции, техническому перевооружению ПТ разрешается только после получения положительного заключения государственной экспертизы проектной документации или экспертизы промышленной безопасности и получения разрешения на проведение указанных работ в порядке, установленном законодательством о градостроительной деятельности и законодательством в области промышленной безопасности.

34. Для прослеживаемости качества конструкций, изделий, материалов на всех этапах выполнения работ по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ должен быть организован входной контроль, а также контроль качества выполнения работ и всех технологических операций.

Результаты контроля должны быть документированы.

35. При обнаружении отступлений от требований проектной документации/документации, выявлении фактов использования материалов, не предусмотренных проектной документацией/документацией, нарушений порядка и качества выполнения работ строительно-монтажные работы должны быть приостановлены, а обнаруженные дефекты устранены.

36. Для выполнения сварочно-монтажных работ на ПТ следует привлекать организации, имеющие право (аттестованные) выполнения таких работ. Технология проведения сварочных работ, сварочные материалы и оборудование, предназначенные для использования при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте ПТ, должны быть согласованы с заказчиком и аттестованы в установленном порядке.

Работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение сварочных работ, должны быть аттестованы в соответствии с требованиями промышленной безопасности.

37. Сварные соединения, выполненные в процессе ведения работ по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ, подлежат контролю качества методами неразрушающего контроля. Объем и методы контроля сварных соединений должны быть определены проектной документацией/документацией. Также в проектной документации должны быть указаны минимальные требования по 100% контролю качества сварных соединений для подводных переходов (а также любых других ответственных участков).

38. Необходимость, сроки и методы проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ определяют на основе проектной документации/документации исходя из условий обеспечения безопасной эксплуатации ПТ и требований промышленной безопасности.

39. Решение о сроках, способах и объемах проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ принимают с учетом анализа результатов ревизии и срока службы ПТ.

40. Производство работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту следует начинать после выполнения подготовительных мероприятий, приемки объектов исполнителем работ и письменного разрешения руководства эксплуатирующей организации на производство работ.

41. Перед началом выполнения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ПТ производители работ должны поставить в известность о начале и сроках проведения работ организации (собственников), эксплуатирующие сооружения, проходящие в одном техническом коридоре с ПТ, а также органы местного самоуправления.

42. Объекты ПТ по завершении строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта должны быть испытаны на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации/документации.

43. При гидравлических испытаниях на прочность и проверке на герметичность применяют жидкие рабочие среды (вода и другие негорючие жидкости); при пневматических испытаниях - газообразные рабочие среды (воздух, инертный газ, природный газ).

Применение газообразных рабочих сред должно быть обосновано в проектной документации/документации на проведение испытаний.

Применение природного газа для испытаний должно быть обосновано и о принятых решениях должен быть уведомлен федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности.

44. При отрицательных температурах окружающей среды или невозможности обеспечить необходимое количество жидкой рабочей среды для проведения гидравлических испытаний допускается проведение испытаний ПТ на прочность и герметичность газообразными рабочими средами, давлением, не превышающим 11МПа. Метод проведения испытания должен быть обоснован проектной документацией/документацией.

45. По завершении строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта, испытания на прочность и проверки на герметичность ПТ осуществляют комплексное опробование. Заполнение ПТ транспортируемой средой и его работу после заполнения в течение 72 часов считают комплексным опробованием ПТ. Заполнение и комплексное опробование проводят в соответствии с планом мероприятий, установленным проектной документацией/документацией.

46. Эксплуатирующая организация, до начала проведения пусконаладочных работ и работ по комплексному опробованию должна быть укомплектована аттестованными работниками соответствующей квалификации в соответствии со штатным расписанием.

47. К началу ввода в эксплуатацию ПТ рабочие места должны быть укомплектованы необходимой документацией, запасами материалов, запасными частями, инвентарем, средствами индивидуальной и коллективной защиты.

IV.IV. Приемка в эксплуатацию

48. Ввод в эксплуатацию ПТ после строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта проводится в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности.

49. Приемка в эксплуатацию вновь построенных ПТ, а также замененных при реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте участков ПТ должна проводиться в комплексе с сооружениями и техническими устройствами, предусмотренными проектной документацией/документацией.

50. Вновь построенный ПТ или замененные участки принимаются в эксплуатацию после предъявления исполнителем работ исполнительной документации, удостоверяющей соответствие выполнения строительно-монтажных работ проектной документации/документации, строительным нормам и правилам, ведомственным нормативным документам, а также после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов и объектов или сооружений линейной части, систем связи, очистки полости ПТ, проведения гидравлических или пневматических  испытаний на прочность и герметичность (опрессовки), удаления из ПТ опрессовочной воды, заполнения его транспортируемой средой и комплексного опробования.

51. При сдаче-приемке вновь построенного ПТ, а также замененного при реконструкции, техническом перевооружении или капитальном ремонте участка ПТ исполнитель работ представляет заказчику следующую документацию:

- перечень организаций, участвовавших в производстве строительно-монтажных работ, с указанием выполненных ими видов работ и фамилий специалистов, ответственных за каждый вид работ;

- комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями;

- перечень всех допущенных при строительстве отступлений от рабочих чертежей с указанием причин и предъявлением соответствующих документов согласования на эти отступления организации, которой выполнен проект строительства, реконструкции, технического перевооружения или капитального ремонта объекта;

- документы, характеризующие качество сварочных работ: сертификаты на сварочные материалы (электроды, проволоку, флюс); журнал сварочных работ с привязкой одиночных труб и плетей к пикетам; список сварщиков с указанием номеров их удостоверений; копии удостоверения сварщиков и дефектоскопистов; заключения по результатам физических методов контроля стыков и механических испытаний; документы по допускным стыкам;

- документы по антикоррозионной изоляции: сертификаты, паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных работ, акты на очистку и изоляцию труб, акт на проверку сплошности покрытия, акты испытания участков ПТ на прочность и герметичность;

- акты на подготовленность оснований траншей или опор, акты на укладку в траншею и засыпку ПТ, фактическую раскладку труб по маркам стали и толщине стенок с указанием пикета;

- акты пооперационной приемки работ по сооружению переходов через водные преграды и исполнительные профили траншей на всех переходах с фактическими отметками глубины заложения ПТ и горизонтальной и вертикальной привязкой к реперам, акт на футеровку и балластировку сваренного в нитку подводного перехода;

- акт предварительных испытаний ПТ на подводных переходах;

- акт на продувку (промывку) внутренней полости участков ПТ и пропуск очистного устройства;

- заводские сертификаты на трубы, фасонные части и арматуру, паспорта на установленную арматуру и манометры (измерительные приборы);

- акты скрытых работ по линейным сооружениям;

- документацию об отводе земель, рекультивации и возврате части их владельцу после окончания строительства;

- документы, подтверждающие сдачу местным органам власти исполнительной съемки расположения объектов линейной части;

- документы согласований с организациями, объекты которых расположены в охранной зоне ПТ (или при его пересечении);

- акты приемки устройств электрохимзащиты;

- акты приемки сооружений линий связи и телемеханики;

- акты на приемку природоохранных сооружений и защитных сооружений от аварийного разлива нефти;

- акты на установку и привязку реперов.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой строительного контроля заказчика или уполномоченной заказчиком специализированной организацией.

52. При вводе в эксплуатацию вновь построенного ПТ, трасса которого проходит в одном техническом коридоре с другими коммуникациями, либо пересекает магистральный нефтепровод или магистральный газопровод, владелец ПТ должен составить с владельцами других коммуникаций и сооружений технического коридора договор или инструкцию об условиях совместной эксплуатации линейных сооружений и порядок действий сторон при авариях и чрезвычайных ситуациях.

V. ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПТ

V.I. Паспорт ПТ. Технологические регламенты на эксплуатацию ПТ.

53. На ПТ по окончании строительства должен быть разработан паспорт, в котором отражаются основные технические характеристики, параметры эксплуатации, результаты испытаний. В процессе эксплуатации в паспорт вносятся сведения о ревизии и ремонте ПТ, изменения допустимых параметров его эксплуатации и другие сведения.

Минимальный состав содержания информации в паспорте ПТ приведен в Приложении N 1.

54. Паспорт заполняется лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию ПТ.

55. Приказом эксплуатирующей организации назначается лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию ПТ.

56. Технологический регламент (далее - ТР) распространяется на разработку мероприятий и выполнение работ, направленных на безопасную эксплуатацию ПТ.

57. ТР на стадии проектирования и строительства, а также реконструкции разрабатывается проектной организацией. ТР на ПТ, находящийся в эксплуатации, может разрабатываться эксплуатирующей организацией.

58. ТР является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или отдельных его стадий (операций), режимы, безопасные условия работы в соответствии с действующими нормативными техническими документами.

59. ТР должен обеспечивать безопасные условия работы, эксплуатацию оборудования в паспортном режиме, экономичное ведение процесса.

60. Ответственным за соблюдение требований ТР является главный инженер (технический руководитель) эксплуатирующей организации.

61. ТР разрабатывается на каждый технологический процесс. Допускается разрабатывать технологический регламент на ОПО в целом, либо на несколько ОПО со схожими условиями обслуживания и эксплуатации.

62. ТР, разработанный в организации, подлежит согласованию с соответствующими техническими службами и утверждается главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации.

63. ТР разрабатывается на срок, равный 5 годам.

64. При наличии изменений и дополнений, внесение которых не изменяет параметров технологического процесса и последовательности выполнения операций, или при их отсутствии срок действия ТР продлевается еще на 5 лет, но не более одного раза.

65. По истечении двух пятилетних сроков ТР подлежит обязательному пересмотру. Согласование пересмотренного ТР проводится в соответствующих технических службах и утверждается главным инженером (техническим директором) эксплуатирующей организации.

66. ТР пересматривается досрочно в случае:

введения в действие федеральными органами исполнительной власти Российской Федерации новых положений и ограничений, которые противоречат пунктам или разделам ТР;

- аварий, происшедших по причине недостаточного отражения в ТР безопасных условий эксплуатации;

- наличия принципиальных изменений в технологии, аппаратурном оформлении, внесение в ТР которых потребует изменения значительного количества разделов и пунктов ТР.

V.II. Техническое обслуживание ПТ.

67. Техническое обслуживание ПТ включает:

- осмотр трассы ПТ - визуальные наблюдения, в том числе при помощи беспилотных летательных аппаратов, с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности ПТ и безопасности окружающей среды;

- поддержание технических устройств в исправном состоянии, обслуживание осуществляется в соответствии с паспортом;

- ревизия;

- обследование всех сооружений и технических устройств ПТ с применением технических средств с целью определения их технического состояния.

68. Сроки выполнения работ по техническому обслуживанию устанавливаются в соответствии с ежегодными графиками, утвержденными главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации.

Осмотр трассы ПТ

69. Осмотр трассы ПТ должен выполняться с целью контроля состояния охранной зоны, исправности оборудования и технических устройств и прилегающей территории, выявления факторов, которые могут создать угрозу безопасности и надежности эксплуатации ПТ.

70. Периодичность осмотра трассы должна определяться эксплуатирующей организацией, с увеличением частоты осмотра в паводковый период.

71. Осмотр трассы ПТ может осуществляться одним из четырех способов:

- воздушный осмотр;

- наземный осмотр на транспортных средствах (включая плавсредства при патрулировании подводных переходов);

- наземный осмотр, выполняемый пешим порядком;

- постоянный видеоконтроль.

72. При осмотре трассы ПТ особое внимание должно быть уделено:

- наличию признаков утечек;

- показанию приборов, по которым осуществляется контроль давления в ПТ и сравнение показаний с нормами, согласно технологического регламента ПТ;

- состоянию сварных и фланцевых соединений, запорной арматуры;

- выявлению оголений ПТ;

- состоянию переходов через естественные и искусственные преграды;

- состоянию берегоукреплений, образованию промоин и размывов;

- состоянию вдольтрассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, вдольтрассовых дорог, указательных знаков);

- строительным и земляным работам, в том числе проводимым сторонними организациями;

- наличию несанкционированных врезок;

- появлению неузаконенных переездов трассы ПТ;

- состоянию защитных кожухов ПТ, а также состоянию изоляции ПТ.

73. При наружном осмотре балочных, подвесных и арочных надземных и надводных переходов необходимо вести визуальный контроль за общим состоянием данных переходов, береговых и промежуточных опор, их осадкой (осуществлять их нивелирование относительно проектного уровня), состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе надводных переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода ПТ из земли, креплений ПТ в опорах земляных насыпей.

74. Проезды, подъездные пути, переезды через ПТ, вдольтрассовые дороги для обслуживания ПТ, предусмотренные проектной документацией/документацией должны содержаться в исправном состоянии.

75. Лица, выполняющие осмотр, должны немедленно сообщать ответственному должностному лицу о замеченных утечках, несанкционированных врезках, неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе ПТ или безопасности людей и находящихся вблизи предприятий, населенных пунктов, окружающей среде.

76. При осуществлении воздушного осмотра данные об угрожающей ПТ деятельности или производстве строительных работ в непосредственной близости от ПТ должны быть уточнены на земле.

77. Результаты осмотра должны заноситься в журнал осмотра лицом, осуществлявшим осмотр.

78. Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, аномальных паводков, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения падения давления в ПТ по показаниям манометров, снижения объемов либо изменения схемы транспортировки.

79. По результатам осмотра несоответствия должны быть устранены на месте. В случае невозможности устранения несоответствий разрабатываются мероприятия по их устранению.

Поддержание технических устройств в исправном состоянии

80. Запорная арматура, установленная на ПТ, должна быть пронумерована в соответствии с технологическими схемами, иметь указатели положения затвора (для вновь проектируемых ПТ) и содержаться в исправном состоянии.

81. Площадки запорной арматуры и колодцев внутри ограждений должны быть спланированы, защищены от затопления поверхностными и грунтовыми водами в соответствии с проектной документацией/документацией.

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

Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается по распоряжению ответственного лица с фиксацией в журнале осмотров или вахтенном журнале.

83. Операции по управлению запорной арматурой и ее техническому обслуживанию должны проводиться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

84. Поддержание технических устройств и оборудования в исправном состоянии должно проводиться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовлений.

85. Техническое обслуживание системы электрообогрева должно проводиться перед сезонным включением.

Техническое обслуживание средств ЭХЗ

86. Техническое обслуживание средств электрохимической защиты ПТ должно включать периодический технический осмотр элементов защиты и проверку режима ее работы в соответствии с требованиями и методиками, изложенными в проектной и/или технической документации.

87. Техническое обслуживание установок ЭХЗ включает в себя, если иное не установлено проектной документацией/документацией и технической документации:

- проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;

- осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;

- очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, колодцев контактных устройств;

- измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом ПТ в точке подключения при включенной и отключенной установке электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пуско-наладочных работ следует произвести регулировку ее режима работы;

- устранение обрывов дренажных линий.

- измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;

- измерение потенциала "ПТ-земля" при включенном и отключенном протекторе;

- измерение величины тока в цепи "протектор - защищаемое сооружение".

- состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов "сооружение-земля" в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).

88. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом ПТ в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе ПТ, установленных в проектной и технологической документации.

89. Поляризационный защитный потенциал изолированного ПТ должен соответствовать требованиям установленным проектной документацией/документацией.

90. Результаты контроля электрохимической защиты должны быть занесены в журнал контроля ЭХЗ, с указанием минимально допустимого потенциала.

Обозначение трассы ПТ на местности

91. Трасса ПТ на местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости через 50-100м на участках с высокой степенью техногенной нагрузки, и через 500 - 1000м на участках с низкой степенью нагрузки, а также на углах поворота и пересечениях с другими ПТ и коммуникациями. Щит-указатель устанавливается в 1 метре от оси подземного ПТ.

92. На щите-указателе должны быть приведены:

- наименование ПТ или входящего в его состав сооружения;

- местоположение оси ПТ от основания знака;

- привязка знака на трассе (км или ПК);

- охранная зона ПТ, телефоны организации, эксплуатирующей ПТ.

93. Трасса ПТ, особенно в местах переходов через естественные и исскуственные преграды, у линейной арматуры и на опасных участках, должна быть четко обозначена на местности постоянными опознавательно-предупредительными знаками.

94. Опознавательно-предупредительными знаками должно быть четко обозначено местоположение коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре.

95. Знаки на пересечениях автомобильных и железных дорог, правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и государственного стандарта на знаки.

96. Все надземные переходы балочного типа должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность доступа посторонних лиц и механизмов к ПТ, иметь защитное покрытие и иметь предупредительный знак "Проход и проезд запрещен".

Охранные зоны

97. На всем протяжении трассы ПТ для исключения повреждений устанавливают охранную зону.

98. Требования к охранным зонам устанавливаются в "Правилах охраны магистральных трубопроводов" (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 24.04.92 г. N 9).

Уход за трассой

99. На все участки ПТ должен быть обеспечен доступ для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ. Способ доступа определяется проектной документацией/документацией, либо технологическим регламентом.

100. Полоса земли шириной не менее 6м от оси с каждой стороны ПТ и обслуживающих их линий электропередачи и связи должна периодически расчищаться от деревьев, кустарников, поросли для обеспечения видимости трассы с воздуха, свободного передвижения техники и пожаробезопасности. Выполнение этих работ производится без оформления лесорубочных билетов и без согласования с собственниками земельных участков (землепользователей) на весь период эксплуатации ПТ.

101. По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения ПТ, при возникновении оголения, провисания, размыва участков ПТ они должны быть отремонтированы в соответствии с требованиями проектной документации/документации.

Фактическая глубина заложения ПТ должна контролироваться периодически в совместно с проведением ревизии ПТ.

Ревизия

102. В целях обеспечения безопасности, поддержания надежности, предупреждения аварий, отказов, определения фактического технического состояния должна проводится периодическая ревизия ПТ.

103. При планировании, организации и проведении работ по ревизии ПТ должны быть обеспечены условия пожаровзрывобезопасности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

104. Ревизия ПТ (в т.ч. комплекс технических устройств) предусматривает следующие виды работ:

- техническое диагностирование методами неразрушающего контроля;

- обследование переходов через естественные и искусственные преграды.

105. Срок проведения ревизии ПТ устанавливаются эксплуатирующей организацией в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

106. Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию ПТ следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.

107. Эксплуатирующая организация обязана ежегодно формировать графики выполнения работ по ревизии ПТ.

108. При ревизии ПТ необходимо выполнить:

- анализ соответствия проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на ПТ;

- визуальное обследование трассы ПТ, всех естественных и искусственных преград с привязкой к пикетам трассы;

- определение глубины залегания ПТ;

- определение мест проведения неразрушающего контроля (не менее 2-х участков на 1 км, для ПТ с протяженностью менее 500 метров, провести не менее 2-х шурфов на объект). Участки выбираются в наиболее опасных местах: оголениях, застойных зонах (тупиковых и временно не работающих участках), в местах, где изменяется направление потока (колена, переходы, тройники, врезки), узлах запорной арматуры и т.д. При необходимости производится шурфование. Размеры шурфов должны обеспечивать полный доступ к ПТ по всей его поверхности, включая нижнюю образующую, на протяжении не менее 1м.;

- привязку мест неразрушающего контроля к пикетам трассы. Для мониторинга изменения толщины стенки ПТ при следующих ревизиях использовать места с прежними координатами ПК;

- определение технического состояния технических устройств;

- определение диаметра;

- визуальный осмотр защитного (антикоррозионного) покрытия. Определение наличия/отсутствия наружных механических и коррозионных повреждений. Измерение геометрических параметров обнаруженных повреждений с помощью измерительных инструментов (линейка, шаблон сварщика и т.п.);

- ультразвуковую толщинометрию стенки ПТ или внутритрубную диагностику;

- определение целостности защитного покрытия в местах контроля. Если ПТ имеет заводскую изоляцию, необходимо рассмотреть возможность контроля толщины стенки приборами позволяющими выполнять измерения через слой изоляции;

- ультразвуковой/рентгенографический контроль качества сварных соединений, при подозрении на дефекты сварного шва по результатам ВИК;

- определение наличия или отсутствия блуждающих токов (при необходимости);

- определение мест повреждений изоляции (при необходимости);

- обследование участков пересечений ПТ с естественными и искусственными преградами в пределах охранной зоны, в том числе с магистральными нефтепроводами и газопроводами;

- определение отбраковочной толщины стенки ПТ;

- расчёт скорости износа (коррозионно-эрозионного);

- расчёт ресурса безопасной эксплуатации.

109. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка ПТ необходимо принять меры по ремонту данного участка ПТ.

110. На основании данных, полученных при ревизии (результатов обследований, технического диагностирования, расчетов и т.д.), составляется акт ревизии, в котором делается вывод о техническом состоянии ПТ. Акт ревизии прикладывается к паспорту ПТ с внесением записи в паспорт ПТ.

111. При обнаружении опасных дефектов на ПТ, которые могут привести к разгерметизации, эксплуатирующая организация должна принять незамедлительные меры по их устранению.

112. Обнаруженные при ревизии дефекты устраняются в соответствии с мероприятиями, утверждаемыми главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации.

113. Ревизия ПТ выполняется специалистами эксплуатирующей организации соответствующей квалификации, для расчета ресурса безопасной эксплуатации привлекается эксперт.

114. Внутритрубная диагностика должна проводиться на стальных при условии технической возможности, определенной проектной документацией/документацией. При проведение внутритрубной диагностики ультразвуковая толщинометрия проводится только для подтверждении дефектов в рамках дополнительного дефектоскопического контроля.

115. Работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением внитритрубных снарядов, должны проводиться под руководством ответственного лица эксплуатирующей организации, назначаемого приказом.

116. Технические отчеты по результатам диагностирования должны храниться в эксплуатирующей организации совместно с паспортом в течение всего срока эксплуатации ПТ. Данные по проведенным ремонтам должны быть внесены в паспорт ПТ.

117. Нивелировка ПТ осуществляется для определения деформаций и вертикальных перемещений его свайных опор.

Нивелировка и измерения деформации свайных опор следует проводить в период строительства и эксплуатации до достижения условной стабилизации деформаций, установленной проектной документацией/документацией.

Измерения деформаций свайных опор, находящихся в эксплуатации, следует проводить в случае появления недопустимых трещин, деформации сварных швов, резкого изменения условий работы ПТ, а также при проведении ревизии.

Для измерения вертикальных перемещений свайных опор устраиваются реперы - исходные геодезические знаки высотной основы и деформационные марки - контрольные геодезические знаки, размещаемые на опорах или в грунтах основания, для которых определяются вертикальные перемещения.

В случае выявления деформаций свайных опор в течение всего периода строительства или в период эксплуатации необходимо разработать мероприятия по периодическому измерению деформации и достижения условной стабилизации деформаций, установленной проектной документацией/документацией.

Обследование переходов через естественные и искусственные преграды

118. Обследование переходов через водные преграды необходимо выполнять ежегодно в пределах их границ.

119. При обследовании подводных переходов выполняются следующие работы:

- соответствие проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на ПТ;

- контроль состояния берегоукреплений (при их наличии) и знаков безопасности (для судоходных рек проверять состояние знака "Якорь не бросать");

- определение наличия/отсутствия утечек транспортируемой среды;

- определение положения ПТ (визуальный осмотр), наличие и величина оголений, провисов;

- проведение ультразвуковой толщинометрии в месте проведения неразрушающего контроля в пределах границ;

- осмотр защитного кожуха.

120. При обнаружении в створе подводного перехода аварийно-опасных дефектов (провисающих участков, на судоходных реках участков ПТ с недостаточной глубиной залегания и т.д.) необходимо принять незамедлительные меры по их устранению.

121. На подводных переходах через судоходные и несудоходные реки шириной зеркала воды в межень 25 м и более не менее 1 раза в 4 года проводят следующие работы:

- привязка места расположения подводного перехода к пикетам трассы;

- разбивка промерных створов;

- определения состояния балластировки и изоляции на размытых участках ПТ;

- определение направления и скорости течения;

- построение продольного профиля перехода (с указанием глубины водоема и залегания ПТ, пикетажа и др.), контроль состояния защитного покрытия;

122. Состояние перехода классифицируется как исправное при следующих условиях:

- заглубление ПТ в дно на всем протяжении руслового участка соответствует проектным и нормативным требованиям;

- дно устойчиво и берега практически недеформируемы;

- балластировка, антикоррозионная изоляция, толщина стенки соответствуют требованиям норм и правил;

- отсутствуют утечки транспортируемой среды в окружающую среду;

- состояние информационных знаков и реперов соответствует требованиям НТД;

- состояние защитного кожуха соответствует нормативным требованиям.

Состояние перехода классифицируется как неисправное при следующих условиях:

- наличие на подводном ПТ обнаженных и провисающих участков;

- повреждение антикоррозионной изоляции;

- наличие вибрации ПТ под воздействием течения;

- уменьшение толщины стенки ПТ до отбраковочной толщины;

- наличие трещин и мест утечки продукта;

- отсутствие части балластных грузов и нарушения в их расположении;

- понижение отметок дна в зоне перехода свыше 0,5 м;

- значительные повреждения крепления берегов в подводной части с оголением ПТ.

123. На основании данных, полученных при обследовании составляется акт, в котором делается вывод о техническом состоянии перехода.

124. Обследование переходов через железные и автомобильные дороги общего пользования необходимо выполнять ежегодно в пределах их границ.

125. Обследование переходов через железные и автомобильные дороги общего пользования для ПТ, проложенных методом наклонно - направленного бурения проводить в составе общих работ по ревизии.

126. Обследование переходов автомобильных дорог необщего пользования проводить в составе общих работ по ревизии.

127. При обследовании переходов через железные и автомобильные дороги, необходимо контролировать:

- заглубление участков ПТ и минимальные расстояния от концов защитного кожуха (футляра) на соответствие проектной документации/документации;

- состояние металлических кожухов (футляров) ПТ, футеровки, опор, манжет, вытяжных свечей (необходимо также контролировать расстояния от вытяжной свечи до оси газопровода, оси крайнего пути железной дороги, подошвы земляного полотна автомобильной дороги);

- состояние смотровых и отводных колодцев, отводных канав с целью выявления утечек нефти, нарушений земляного покрова, опасных для ПТ проседаний и выпучиваний грунта в местах пересечения ПТ с железными и автомобильными дорогами всех категорий установку знаков, запрещающих остановку транспорта в пределах охранной зоны.

128. На основании данных, полученных при обследовании, составляется акт, в котором делается вывод о техническом состоянии перехода.

Экспертиза промышленной безопасности

129. Экспертиза промышленной безопасности ПТ проводится:

- по истечении срока эксплуатации, установленного проектной документацией/документацией;

- при отсутствии в проектной документации/документации данных о сроке эксплуатации ПТ, если фактический срок его службы превышает двадцать лет.

Отбраковка труб и деталей ПТ

130. Трубы и детали ПТ подлежат отбраковке в следующих случаях:

- если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки ПТ уменьшилась и достигла критической величины, определяемой расчетом (Приложение N3) или указанной в проектной документации/документации. Полученная величина отбраковочного размера не может быть меньше, указанной в Таблице 5;

- если при обследовании сварных швов подлежат отбраковке дефекты, не подлежащие исправлению: трещины длиной более 50 мм в сварном шве или в околошовной зоне основного металла и непровары размером более 10 % от толщины стенки.

Обнаруженные дефекты подлежат оценке в соответствии с Приложением N 3.

Таблица 5. Зависимость наименьшей толщины стенки ПТ от его диаметра

Наружный диаметр Dн, мм	114	219	325	377	? 426
Наименьшая допустимая толщина стенки ПТ, мм	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0

131.Фланцы отбраковывают при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей, наличии раковин, трещин, уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.

132.Литые изношенные корпуса задвижек, кранов, клапанов и литые детали ПТ отбраковывают:

- если уплотнительные элементы арматуры износились настолько, что не обеспечивают ведения технологического процесса, и отремонтировать или заменить их невозможно;

- если толщина стенки корпуса арматуры достигла значений, равных или меньших, чем указаны в Таблице 6.

Таблица 6. Отбраковочные значения толщин стенок корпуса арматуры

Диаметр условный DУ, мм	80	100-200	250-400	400 и выше
Наименьшая допустимая толщина стенки, мм (при РРАБ 10 МПа)	3	4,5	6	7

Периодические испытания ПТ

133. Испытания на прочность и плотность должны проводиться:

- для оценки технического состояния ПТ, на котором отсутствует или ограничена возможность применение методов неразрушающего контроля с периодичностью проведения ревизий, после отказов, текущего ремонта;

- после замены участка ПТ при капитальном ремонте, реконструкции или техническом перевооружении.

134. Параметры испытаний (протяженность участка, испытательное давление, время выдержки под испытательным давлением и цикличность изменений давления при испытаниях) должна устанавливать эксплуатирующая организация (при необходимости совместно со специализированной организацией) с учетом технического состояния ПТ, условий прокладки, профиля трассы, физико-химических свойств материала труб и других данных, характеризующих условия работы ПТ. Если на участке проводились работы по внутритрубной диагностике, то испытания на прочность и плотность выполнять не требуется.

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

136. Выявленные при испытаниях повреждения ПТ должны немедленно устраняться, с внесением информации об их устранении в паспорт.

137. После устранения повреждений испытания ПТ продолжают по установленной программе. Характер каждого выявленного при испытаниях дефекта или повреждения ПТ, а также работы по их устранению должны отражаться акте.

138. Результаты испытания оформляются актом и вносятся в паспорт ПТ.

139. Допускается не проводить испытание всего ПТ после замены его участка при условии, что сам участок перед врезкой в ПТ прошел испытание, а гарантийные стыки (места присоедения к ПТ) были подвергнуты двойному неразрушающему контролю.

140. Испытания на прочность и плотность проводятся в соответствии с инструкцией разработанной с учетом особенностей конкретного трубопровода и утвержденной главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации

Очистка ПТ

141. На ПТ оборудованных узлами пуска-приема СОД с целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также с целью подготовки участка ПТ к внутритрубной инспекции должна проводиться очистка внутренней полости ПТ пропуском очистных устройств.

142. Периодичность очистки ПТ очистными устройствами определяется индивидуально для каждого ПТ в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств транспортируемой среды на основании графиков утвержденных главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации.

143. Ответственность за организацию, проведение работ по очистке ПТ и контроль за выполнением планов очистки возлагается на эксплуатирующую организацию.

144. Работы по очистке ПТ должны выполняться в соответствии с инструкциями или мероприятиями, разработанными эксплуатирующей организацией и утвержденными главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации.

145. Используемые очистные устройства должны иметь комплект разрешительной и эксплуатационной документации.

146. Переключение технологических линий при запуске, пропуске и приеме очистных устройств выполняется персоналом только по указанию руководителя работ.

147. Во время очистки категорически запрещается:

- проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне ПТ;

- присутствие на площадках узлов запуска и приема СОД, лиц, не участвующих в проведении очистных работ;

- переезд трассы ПТ транспортом и механизмами.

148. Площадки узлов запуска и приема СОД должны быть ограждены по периметру, конструкцией, предотвращающей вылет очистного устройства за пределы площадки.

VI. РЕМОНТ ПТ

149. По результатам анализа данных полученных при наружных осмотрах, ревизиях, при расследовании аварий и инцидентов за весь срок эксплуатации ПТ проводится выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности ПТ с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.

150. На основании результатов оценки технического состояния планируются следующие виды ремонта ПТ:

- текущий ремонт коротких участков с вырезкой дефектных мест или труб с монтажом катушек или секций труб;

- текущий выборочный ремонт коротких участков ПТ с восстановлением несущей способности труб (ремонт без вырезки); выборочный ремонт по замене изоляции;

- капитальный ремонт, реконструкция, техническое перевооружение ПТ с заменой отдельных участков или всего ПТ.

151. При текущем ремонте дефектов ПТ могут применяться следующие методы текущего ремонта:

- шлифовка;

- заварка;

- вырезка дефекта - замена катушки, трубы или плети;

- установка ремонтной конструкции.

Сварные соединения, выполненные в процессе ведения работ, подлежат контролю качества методами неразрушающего контроля.

152. Допускается эксплуатация ПТ с временными герметизирующими устройствами на период до 6-ти месяцев с момента установки при условии обеспечения безопасной эксплуатации.

153. Перед проведением ремонтных работ с монтажом катушек или секций труб, заменяемый ПТ должен быть освобожден от транспортируемой среды.

154. Участок ПТ, подлежащий ремонту, должен быть отсечен задвижками и заглушками от других ПТ, аппаратов и оборудования, согласно мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ.

155. Применение ремонтных конструкций, не имеющих маркировку и сертификаты на применяемые материалы, запрещается.

156. Вся информация о проведенных ремонтах вносится в паспорт трубопровода с привязкой к ПК.

VIII. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ВЫВОДЕ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ДЕМОНТАЖЕ ПТ

157. Вывод из эксплуатации ПТ, осуществляется на основании приказа эксплуатирующей организации и мероприятий которые включают в себя порядок и методы выполнения, состав и объемы работ, требования по пожарной безопасности, охране труда и экологической безопасности. Мероприятия утверждаются главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации.

158. При выводе из эксплуатации ПТ мероприятиями предусматривается:

- опорожнение ПТ от транспортируемой среды;

- отсечение ПТ от действующих коммуникаций с установкой концевых заглушек;

- периодический осмотр за состоянием выведенного из эксплуатации ПТ, не менее одного раза в месяц.

159. Вывод из эксплуатации ПТ оформляется актом с записью в паспорте ПТ. Акт хранится совместно с паспортом ПТ.

160. Продолжительность периода, на который ПТ выводят из эксплуатации должна устанавливать эксплуатирующая организация, но не более пяти лет.

161. Ввод в эксплуатацию ПТ по прежнему назначению осуществляют только после проведения работ по ревизии при условии что срок безопасной эксплуатации не превышен.

162. Демонтаж ПТ осуществляется в соответствии с документацией, выполненной в порядке установленном законодательством Российской Федерации.

IX. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ И ИНЦИДЕНТОВ НА ПТ

163. Принятие комплекса организационных и технических мер для безаварийного функционирования ПТ, ограничения воздействия последствий аварий на население и окружающую среду и обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии следует возлагать на организацию, эксплуатирующую опасный производственный объект.

164. Планирование и осуществление мероприятий по предупреждению возможных аварий и обеспечению постоянной готовности к локализации и ликвидации последствий аварии на ПТ следует возлагать на эксплуатирующую организацию.

165. Эксплуатирующая организация обязана ограничивать режим работы или приостанавливать эксплуатацию ПТ в случае выявления признаков аварии или инцидента, если при этом возникает угроза нанесения вреда жизни и здоровью работников и/или третьим лицам.

166. Эксплуатирующая организация разрабатывает планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий, в которых необходимо предусматривать действия персонала по предупреждению аварий, а в случае их возникновения - по локализации и максимальному снижению тяжести последствий.

167. Планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий разрабатывают в соответствии с законодательством Российской Федерации.

X. ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ПТ

168. При эксплуатации ПТ работники эксплуатирующей организации в своей деятельности должны руководствоваться:

- проектной и исполнительной документацией, включающей рабочий проект, комплект документации, подтверждающий качество выполненных строительно-монтажных работ (при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте ПТ);

- нормативной документацией (далее НД);

- регламентами на эксплуатацию ПТ;

- эксплуатационной документацией.

169. Эксплуатационная документация разрабатывается на основе проектной, исполнительной документации, действующих НД, указаний и распоряжений, а также опыта эксплуатации объектов и включает в себя:

- перечень ПТ;

- технологический регламент по эксплуатации ПТ;

- паспорта ПТ (приложение N 1);

- технологические схемы, утвержденные главным инженером (техническим руководителем) эксплуатирующей организации.

- производственные инструкции;

- журнал регистрации инструктажей персонала на рабочем месте;

- графики технического обслуживания и ремонта ПТ;

- журнал осмотров или вахтенный журнал;

- акты технического расследования инцидентов и аварий;

- заключения по результатам ТД и ЭПБ, акты ревизии ПТ, результаты испытаний.

- журналы учета инцидентов и аварий;

- план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий.

170. Проектная и исполнительная документация должна храниться в специально отведенных архивах хранилищах в течение всего срока эксплуатации объекта.

171. Необходимо своевременно пересматривать:

- технологические схемы ПТ;

- перечень и паспорта ПТ;

- графики технического обслуживания и ремонта ПТ;

- графики осмотров, ревизий, обследований переходов ПТ;

- сроки действия и необходимость продления Технологических регламентов по эксплуатации ПТ;

- планируемые объемы ремонтных работ на ПТ;

- перечень ПТ, выведенных из эксплуатации;

- перечень ПТ, подлежащих демонтажу.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

ФОРМА ПАСПОРТА

ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА

Наименование предприятия ________________________________

_________________________________________________________

Цех _____________________________________________________

Наименование и назначение трубопровода ____________________

_________________________________________________________

Год пуска в эксплуатацию __________________________________

Общая протяженность трубопровода, км ______________________

Рабочая среда _____________________________________________

Рабочие параметры: давление _______________________________

температура _____________________________

N п/п	Наименование участка или обозначение его на схеме	Наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм	Протяженность участков трубопровода, м

Перечень схем, чертежей и других документов, предъявляемых при сдаче трубопроводов в эксплуатацию, предусмотренных СНиПом, действующими Правилами, специальными техническими условиями или проектом

_________________________________________________________

(с указанием места хранения документов или с приложением их копий)

_________________________________________________________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

ДАННЫЕ О МОНТАЖЕ

(заполняется для вновь вводимых трубопроводов)

Трубопровод смонтирован ___________________________________

(наименование монтажной организации)

в полном соответствии с проектом, разработанным ______________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

(наименование проектной организации)

по рабочим чертежам ______________________________________

(номера чертежей)

Род сварки, применявшейся при монтаже трубопровода _________

_________________________________________________________

Данные о присадочном материале ___________________________

_________________________________________________________

(тип, марка, ГОСТ или ТУ)

Сварка трубопровода произведена в соответствии с требованиями РД 38.13.004-86 сварщиками, прошедшими испытания в соответствии с "Правилами испытания электросварщиков и газосварщиков", утвержденными Госгортехнадзором России _____________________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

Данные о материалах, из которых изготовлен трубопровод:

А. Сведения о трубах и сварных фасонных деталях

N п/п	Наименование элементов, их расположение на схеме	Размеры	Марка стали	ГОСТ или ТУ

Б. Фланцы и крепежные детали

N п/п	Наименование элементов, их расположение на схеме	Размеры, давление условное	Марка	ГОСТ или ТУ

В. Арматура и фасонные детали (литые и кованые)

N п/п	Наименование элементов, их каталожное обозначение, расположение на схеме	Размеры, давление условное	Материал	ГОСТ или ТУ

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ

(заносятся данные последних испытаний)

Трубопровод испытан на прочность гидравлическим (пневматическим) пробным давлением

________________________________________

_________________________________________________________

При давлении _____________________________________________

трубопровод был осмотрен; обнаружено ______________________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

При испытании на плотность давлением ______________________

_________________________________________________________

трубопровод выдержал при этом давлении __________________ часов

Падение давления за время испытания, отнесенное к одному часу составило __________________________________________ % в час.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с действующими правилами и нормами и признан годным к работе __________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

_________________________________________________________

Подпись владельца трубопровода ____________________________

(должность, Ф. И О )

Подпись представителя монтажной

организации (обязательна только

для вновь вводимых трубопроводов) ___________________________

(должность, Ф. И. О )

Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода

Номер и дата приказа о назначении	Фамилия, имя, отчество, должность	Подпись ответственного лица

Запись о ремонте и переустройстве трубопровода

Дата	Основание	Характер произведенных работ

Запись результатов освидетельствования, диагностики, экспертизы промышленной безопасности и ревизии трубопроводов

Дата	Результат освидетельствования, ревизии	N документа	Срок следующего освидетельствования, ревизии	Подписи лиц, ответственных за эксплуатацию

Формуляр замера деталей трубопровода

Номера точек по схеме	Первоначальный диаметр и толщина, мм	Отбраковочный размер, мм	Толщина по промеру, мм	Метод замера	Подпись	Примечание

Результаты ультразвуковой толщинометрии и прогнозирования внутренней коррозии

1. Контролируемый участок: начало ______________

конец _______________

2. Расположение контрольных отрезков:

Номер отрезка	Координата	Длина, м

Результаты измерений и прогноза

	Значения				Наработка до отказа,
Дата	наблюдаемые		прогнозируемые		лет
	максимальная глубина, мм	скорость коррозии, мм/год	максимальная глубина, мм	скорость коррозии, мм/год

СХЕМА ТРУБОПРОВОДА

Вносится схема конкретного объекта

РЕГИСТРАЦИЯ ТРУБОПРОВОДА

Трубопровод зарегистрирован за N ____________________________.

В паспорте пронумеровано _______________ страниц и прошнуровано

всего _______________________ _____________________ листов.

_____________________________________ ___________________

(должность, Ф. И. О. регистрирующего лица) (подпись)

"________" ________________ 19 г.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.

РАСЧЕТ КРИТИЧЕСКОЙ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ И ДЕТАЛЕЙ ПТ

Расчет критической толщины стенки труб и деталей ПТ при отбраковке определяется по формуле:

где - толщина стенки трубы (или детали ПТ), при которой она должна быть изъята из эксплуатации, м;

Р - рабочее давление в ПТ, МПа;

DH - наружный диаметр трубы или детали ПТ, м;

п -   коэффициент перегрузки рабочего давления в ПТ, равный 1,2;

R1 - расчетное сопротивление материала труб и деталей технологических ПТ, Па, определяемое по формуле:   а- коэффициент несущей способности; а = 1 для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; а = 1,3 для отводов гладких и сварных при отношении радиуса изгиба трубы р к наружному диаметру DH равном 1; а= 1,15 при p/DH=1,5; а=1,0 при р/DH, = 2 и более;

 - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТ или ТУ на соответствующие виды труб, МПа (для стальных и чугунных труб 420 МПа);

- нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТ или ТУ на соответствующие трубы, МПа;

т1 - коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный 0,8;

m2 - коэффициент условий работы ПТ, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов - 0,6; для инертных газов (азот, воздух и т. п.) или токсичных, взрывоопасных и горючих жидкостей - 0,75; для инертных жидкостей - 0,9;

тз- коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, для условий работы промысловых ПТ принимается равным 1;

k1 - коэффициент однородности материала труб: для чугунных труб k1 = 0,6; для бесшовных труб из углеродистой стали и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали k1 = 0,8; для сварных труб из углеродистой стали и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k1 = 0,85.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.

КРИТЕРИИ ОТБРАКОВКИ ТРУБ

ВИД ПОВРЕЖДЕНИЯ	РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ БЛИЖАЙШИМИ ПОВРЕЖДЕНИЯМИ, ММ	РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ПОВРЕЖДЕНИЕМ И СВАРНЫМ ШВОМ, ММ	МИНИМАЛЬНАЯ ТОЛЩИНА СТЕНКИ ТРУБ , ММ	МАКСИМАЛЬНАЯ ГЛУБИНА ПОВРЕЖДЕНИЯ С, ММ	МАКСИМАЛЬНАЯ ДЛИНА ПОВРЕЖДЕНИЯ ВДОЛЬ ТРУБЫ А, ММ	МАКСИМАЛЬНАЯ ДЛИНА ПОВРЕЖДЕНИЯ ПОПЕРЕК ТРУБЫ В, ММ	ВИД РЕМОНТА
1	2	3	4	5	6	7	8
Одиночные коррозионные язвы, точки, пятна, механические риски, царапины, задиры, забоины на поверхности трубы     Схема определения размеров повреждений (а, в, с)	Не менее длины наибольшего из повреждений	Не менее 150	5	До 30 % от	60	10	Шлифовка
					45	15
					30	20
					25	25
				До 20 % от	110	10
					95	15
					80	20
					65	25
					50	30
Одиночные язвы сферической формы	На одной линии не менее 5 В остальных случаях не менее 10	Не менее 100	5	При оставшейся толщине стенки не менее 5	20	20	Заварка
Одиночные язвы цилиндрической формы	На одной линии не менее 2 В остальных случаях не менее 5
Язвы сферические	На одной линии ближе 5, в остальных случаях ближе 10	Не менее 150 от поперечного шва	5	Любая	50	-	Установка ремонтных конструкций
Язвы цилиндрические	На одной линии ближе 2, в остальных случаях ближе 5
Групповые язвы, сплошная коррозия по периметру трубы		Не менее 150 от поперечного шва	5	Любая	100 при Dн=219, 245 мм;     150 при Dн=273, 200, 325, 351, 377 мм;     300 при Dн=425 мм
Равномерная ручейковая коррозия			Не ограничено	Любая			Вырезка дефектного участка
Групповые коррозионные повреждения, механические риски, царапины, задиры, забоины	До 200	До 150		Более допустимых размеров дефектов, подлежащих шлифовке
Трещины, свищи, пробоины	Любое	Любое		Любых размеров
Вмятины без повреждения металла трубы и с любыми царапинами, задирами, свищами и другими повреждениями
Гофры
Примечания: 1 Одиночными считаются повреждения, расстояние между которыми превышает длину наибольшего из повреждений. В противном случае повреждения рассматриваются как групповые, равные суммарной длине входящих в него повреждений. Глубина группового повреждения в целом определяется по максимальной глубине одного повреждения; 2 Dн - наружный диаметр труб.