|
Стр. 2
исполнительной документации.
1.6.6. Приемку магистральных нефтепродуктопроводов в
эксплуатацию осуществляет приемочная комиссия заказчика. До
предъявления ей объекта приемку проводит рабочая комиссия,
назначенная заказчиком (застройщиком). Перед предъявлением
объектов рабочим комиссиям генподрядчик передает заказчику
исполнительную документацию в полном объеме.
1.6.7. Датой ввода в эксплуатацию объекта считается дата
подписания акта приемочной комиссией.
1.6.8. Лица, понуждающие к приемке в эксплуатацию объектов с
недоделками и отступлением от требований НТД (в том числе
председатели и члены комиссий), привлекаются к административной,
дисциплинарной и иной ответственности в соответствии с действующим
законодательством.
1.6.9. Законченные строительством отдельно стоящие здания и
сооружения, входящие в комплекс строительства нефтепродуктопровода
(дома обходчика, дома вахтенного персонала, сооружения
электрохимической защиты, узлы связи, необслуживаемые усилительные
пункты (НУП) связи, ЛЭП, подъездные пути, линии связи) принимаются
рабочими комиссиями вместе со смонтированным в них оборудованием
по мере их готовности по актам.
Акты приемки объектов должны быть утверждены организацией,
назначившей рабочую комиссию.
1.6.10. Заказчики несут ответственность за своевременное
укомплектование вводимых объектов кадрами, обеспечение сырьем,
энергоресурсами, за проведение комплексного опробования (вхолостую
и на рабочих режимах) оборудования, за наладку технологических
процессов, ввод в эксплуатацию и освоение производственных
мощностей и объектов в установленные сроки.
1.6.11. Линейная часть МНПП принимается в эксплуатацию после
предъявления исполнительной технической документации, а также
после выполнения комплекса работ по продувке (промывке) с
пропуском очистного устройства (ерша), испытания трубопровода на
прочность и герметичность, удаления из трубопровода опрессовочной
воды и заполнения его нефтепродуктом.
1.6.12. При гидравлических испытаниях нефтепродуктопровода
необходимо контролировать, чтобы все точки трубопровода с
максимальной геодезической отметкой были подвергнуты испытанию на
установленное давление.
1.6.13. Заполнение трубопровода считается элементом
комплексного опробования линейной части МНПП и оформляется актом
рабочей комиссии.
1.6.14. За три месяца до начала работ по заполнению
нефтепродуктопровода руководители подрядной и эксплуатирующей
организаций совместным приказом назначают ответственных за эти
работы лиц от заказчика и подрядчика и создают специальную
комиссию, которая разрабатывает и осуществляет под руководством
представителя заказчика программу заполнения нефтепродуктопровода,
утверждаемую заказчиком, подрядчиком и проектной организацией.
1.6.15. Промежуточной приемке с составлением актов на скрытые
работы подлежат изоляционные покрытия, защитные и анодные
заземления, протекторные установки, подземные кабели и муфты,
конструктивные элементы (электроперемычки, контрольно -
измерительные пункты и др.) и другие, предусмотренные требованиями
действующей НТД.
1.6.16. Контроль качества изоляционных покрытий, подлежащих
приемке, должен осуществляться пооперационно в процессе очистки,
грунтовки, изоляции и укладки трубопровода в траншею с
обязательным проведением катодной поляризации в соответствии с
действующими нормативными документами и настоящими Правилами.
Любые внешние повреждения изоляции, независимо от их формы и
размеров, не допускаются.
1.6.17. Окончательная приемка средств защиты от коррозии
металлических подземных сооружений в целом по объекту должна
проводиться с проверкой наличия и полноты актов, составленных по
результатам промежуточной приемки каждой операции и результатам
измерений разности потенциалов "труба - земля", удостоверяющих
эффективность электрохимической защиты при включении всех
предусмотренных проектом средств защиты и дополнительной проверкой
сплошности изоляции нефтепродуктопровода.
1.6.18. Сдача в эксплуатацию средств защиты от коррозии
производится после пусконаладочных работ с предоставлением
заказчику следующих документов:
- исполнительной технической документации;
- актов на скрытые работы (прокладку кабеля, установку анодных
и защитных заземлителей, установку протекторов и т.п.);
- актов на выполнение наладочных работ и измерение потенциалов
"сооружение - земля";
- измерений сплошности изоляционного покрытия;
- заводских инструкций по эксплуатации и обслуживанию
паспортов на оборудование (катодные станции, электродренажные
установки и т.д.).
1.6.19. Положение нефтепродуктопровода на переходах через
водные преграды после укладки плети в траншею, закрепление его и
засыпка подводной части траншеи контролируются специалистами
подводно - технической службы заказчика или сторонней организации
по его представлению с оформлением актов и ведомости промеров
глубин фактического и проектного положения трубопровода.
1.6.20. Промежуточной приемке подлежат многопролетные
надземные (воздушные) переходы нефтепродуктопроводов с
составлением монтажных схем и актов на скрытые работы.
1.6.21. При приемке линейных сооружений МНПП генподрядчик
должен представить рабочей комиссии:
- перечень организаций, участвовавших в производстве
строительно - монтажных работ, с указанием выполненных ими видов
работ и фамилий инженерно - технических работников, ответственных
за каждый вид работ;
- полный комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них
изменениями и штампом "исполнительная документация";
- перечень всех допущенных при строительстве отступлений от
проекта;
- заводские сертификаты на трубы, фасонные части, арматуру;
- документы, характеризующие качество сварочных работ,
сертификаты на сварочные материалы (электроды, проволоку, флюс),
журнал сварочных работ с привязкой труб и плетей к пикетам, список
сварщиков с указанием номеров их удостоверений, заключения по
результатам физических методов контроля стыков и механических
испытаний;
- документы, характеризующие качество изоляционных работ,
сертификаты или паспорта на изоляционные материалы, журнал
изоляционных работ;
- акты на подготовку оснований траншей или опор, акты на
укладку в траншею и засыпку нефтепродуктопровода, а также
фактическую раскладку труб по маркам и толщине стенок с указанием
километра и пикета;
- акт предварительных испытаний нефтепродуктопровода на
переходах;
- акты пооперационной приемки работ по сооружению переходов с
фактическими отметками глубины заложения нефтепродуктопровода и
привязкой к реперам, а также акт на футеровку и балластировку
подводного нефтепродуктопровода;
- акт на продувку (промывку) внутренней полости участков
нефтепродуктопровода и пропуск очистного устройства;
- акты на испытания нефтепродуктопровода на прочность и
герметичность;
- паспорта на установленную арматуру и контрольно -
измерительные приборы;
- акты скрытых работ по линейным сооружениям;
- документацию по отводу земель, рекультивации и возврату их
землепользователям после окончания строительства;
- акты приемки устройств электрохимзащиты с протоколами
замеров потенциала по защищаемым участкам;
- акты приемки сооружений линий связи и телемеханики;
- акты приемки линий и сооружений электропередачи;
- акты на приемку защитных сооружений от разлива
нефтепродуктов и природоохранных сооружений;
- акты на установку и привязку реперов.
Кроме того, должны быть предъявлены:
- материалы исполнительной съемки;
- акты закрепления нефтепродуктопровода на местности
опознавательными знаками (километровыми столбами) и
предупредительными охранными знаками;
- исполнительные схемы технологических трубопроводов, запорной
арматуры, камер пуска и приема технических средств, перемычек,
подключения резервных ниток;
- акты на сварку межсекционного (гарантийного) стыка;
- акты на установку кривых холодного гнутья;
- акты на установку фундаментов под запорную арматуру;
- акты закрепления трубопровода на участках слабонесущих
грунтов и водных переходов;
- акты сдачи - приемки скрытых работ;
- ведомость технических документов;
- ведомость смонтированного оборудования.
1.6.22. Готовность оборудования надземных сооружений
(перекачивающих станций и наливных пунктов) к комплексному
опробованию проверяется рабочей комиссией с проведением
предварительного индивидуального опробования, приемки
соответствующих узлов оборудования и проверки отдельных
конструкций зданий и сооружений.
1.6.23. Индивидуальное опробование и приемка оборудования
осуществляются по проектным схемам после окончания монтажных и
наладочных работ.
При опробовании должны быть проверены:
- соответствие выполненных работ проекту с изменениями;
- качество выполненных строительных и монтажных работ;
- работа механизмов на холостом ходу и аппаратуры под
напряжением;
- соблюдение требований действующих строительных норм и правил
[8, ..., 16, 22, 24, 25], правил Госгортехнадзора России [29, 31,
36, 120, 121], правил и норм пожарной безопасности [113, 115,
119], Правил устройства электроустановок (ПУЭ) [33], указаний
заводов - изготовителей, инструкций по монтажу оборудования и
других нормативных документов;
- готовность оборудования к комплексному опробованию.
1.6.24. Строительно - монтажные дефекты, а также дефекты
оборудования, выявленные в процессе индивидуального опробования и
приемки, должны устраняться строительно - монтажными организациями
и заводами - изготовителями до начала комплексного опробования.
1.6.25. До начала комплексного опробования должно быть
выполнено следующее:
- укомплектован и обучен эксплуатационный персонал (с
проверкой знаний в соответствии с п. 1.5 настоящих Правил) и
допущен к самостоятельной работе; подготовлены требуемые
материалы, запасные части и инструмент; составлены и выданы на
рабочие места производственные инструкции, инструкции по охране
труда по профессиям и видам работ; технологические схемы;
заготовлена необходимая техническая оперативная документация;
- выполнены все противопожарные мероприятия; смонтированы,
налажены и задействованы автоматические системы защиты, системы
пожаротушения и извещения о пожаре.
1.6.26. При комплексном опробовании проверяют совместную
работу основных агрегатов и их вспомогательного оборудования под
нагрузкой с автоматикой, защитами и контрольно - измерительными
приборами, системами блокировки, сигнализации, дистанционного
управления и телемеханики, предусмотренными проектом. Объект
считается прошедшим комплексное опробование, если он проработал 72
часа.
1.6.27. Электроустановки вводятся в эксплуатацию после приемки
их приемочной комиссией с участием представителя Госэнергонадзора
России. Приемочной комиссии должна быть представлена следующая
документация:
- исполнительная документация с пояснительной запиской;
- исполнительные чертежи и электрические схемы первичной и
вторичной коммутации с указанием всех внесенных в процессе монтажа
согласованных с проектным институтом изменений;
- сводная инвентарная опись установленного
электрооборудования;
- протоколы испытания электрооборудования;
- технические паспорта основного электрооборудования,
инструкции по обслуживанию электроустановок;
- протоколы сушки и ревизии аппаратов и электрооборудования,
наладки релейной защиты и автоматики, измерений сопротивления
заземления, химанализа и испытания трансформаторного масла и
другие документы.
1.6.28. Подготовку электроустановок к испытаниям по окончании
строительно - монтажных работ, проведение их, а также обеспечение
всех проверок и испытаний необходимыми приборами и материалами
осуществляет организация, монтировавшая установки, совместно с
заказчиком.
1.6.29. Перекачивающие станции и наливные пункты могут быть
приняты в эксплуатацию только после завершения всех строительно -
монтажных и наладочных работ, предусмотренных проектом. Рабочей
комиссии должны быть предъявлены следующие материалы:
- проектная документация в полном объеме с изменениями,
внесенными проектной организацией в процессе строительства, и
штампом "исполнительный чертеж";
- паспорт на земельный участок, согласования об отводе
площадки под строительство наземных сооружений;
- заводские паспорта и инструкции на смонтированное
оборудование, акт на их ревизию и испытания;
- заводские сертификаты на трубы, фасонные части и арматуру,
смонтированные на технологических коммуникациях, провода и кабели
линий электропередачи;
- документы, характеризующие качество работ при сооружении
технологических трубопроводов (аналогично линейной части);
- документы, характеризующие качество питьевой и
производственной воды;
- документы о согласовании сброса фекальных, производственных
и ливневых вод;
- документы, санкционирующие эксплуатацию оборудования,
подконтрольного Госгортехнадзору России;
- акты скрытых работ по всем зданиям и сооружениям;
- сертификаты материалов, паспорта лабораторных испытаний
несущих бетонных и железобетонных конструкций, резервуаров и
фундаментов под оборудование;
- документы согласования с железнодорожными организациями,
санкционирующими эксплуатацию подъездных путей и операции на
наливных пунктах (эстакадах);
- акты на элементы резервуаров, изготовленные на заводе;
- сертификаты и прочие документы, удостоверяющие качество
металла, из которого построены резервуары, качество электродов,
сварочной проволоки, флюса и других материалов;
- примененных при монтаже резервуаров;
- акты на скрытые работы при строительстве резервуаров,
приемки грунта для основания резервуаров и грунта для насыпной
подушки, изоляционных слоев, проверки качества сварных швов днищ
корпусов и кровли, ревизии оборудования, заземления резервуаров и
понтонов в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных
швов корпуса;
- журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных
работ;
- акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;
- акты испытания технологических трубопроводов, теплосетей,
водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов,
самотечных систем, газопроводов, систем очистки стоков;
- акты проверки стационарных систем пожаротушения и извещения
о пожаре;
- акты проверки герметичности разделительных стен в помещениях
насосных цехов;
- акты индивидуальных и комплексных испытаний средств
автоматики, телемеханики и связи.
1.6.30. Блочно - комплектные перекачивающие насосные станции
(БКПС) должны приниматься в соответствии с НТД по приемке в
эксплуатацию перекачивающих станций в блочно - комплектном
исполнении.
1.6.31. Приемка МНПП оформляется актом приемочной комиссии,
который после утверждения является основанием для ввода
нефтепродуктопровода в эксплуатацию. Акт о приемке в эксплуатацию
утверждается приказом органа, назначившего комиссию.
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 [27] 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 АО и землепользователя.
На щите - указателе должны быть приведены:
- наименование нефтепродуктопровода или входящего в его состав
сооружения;
- привязка знака (км, пк) к трассе;
- размеры охранной зоны;
- телефоны и адреса диспетчерской и аварийной служб
производственного подразделения, эксплуатирующего данный участок
МНПП.
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 АО 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 АО, 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 народнохозяйственных объектов в
охранной зоне МНПП заказчику объекта необходимо получить
письменное согласование с АО, 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 АО, эксплуатирующего их,
запрещается:
- возводить любые 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 геологосъемочные, 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 РФ. Условия производства работ в
пределах охранной зоны МНПП устанавливают эксплуатирующие их АО.
2.2.18. До выдачи разрешения на производство работ в охранной
зоне нефтепродуктопровода производственное подразделение АО,
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, АО имеет право временно
(до окончания ремонта) запретить, с предварительным уведомлением
землепользователей, проведение любых, в том числе
сельскохозяйственных работ, кроме связанных с ремонтом [27], в
пределах участка трубопровода, требующего ремонта, на расстояниях,
равных минимальным расстояниям от оси трубопровода до городов и
населенных пунктов, установленным действующей НТД [139].
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.
2.2.19. Письменное согласие на проведение взрывных работ в
охранных зонах нефтепродуктопроводов выдается АО только после
выполнения предприятием (организацией), проводящим эти работы,
требований, предусмотренных Едиными правилами безопасности при
буровзрывных работах.
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 АО, 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 АО 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 АО, 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 АО, эксплуатирующих МНПП,
определяются Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации
которых проходят в одном техническом коридоре [71].
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
законодательством.
2.2.33. По окончании плановых или аварийно - восстановительных
работ АО или отделения, эксплуатирующие МНПП, обязаны привести
земельные угодья в состояние, пригодное для дальнейшего их
использования по назначению.
2.3. Трубопровод
2.3.1. Строительство трубопровода 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 АО, ПО план - графикам ППР, составленным в соответствии
с действующей системой ТОР линейной части МНПП [62].
Результаты осмотров отражаются в журнале осмотров, а
диагностики, 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 переходе основные сведения по установленной форме.
Паспорт передается генподрядчиком (исполнителем работ по
строительству перехода) заказчику вместе с исполнительной
документацией.
В случае отсутствия паспорта последний составляется АО
(отделением АО), 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 все нитки
трубопровода на переходе должны быть в работе. При
последовательной перекачке разных сортов нефтепродуктов включение
в работу резервных ниток перехода определяет АО, 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. Для
проведения этих работ должна быть составлена инструкция. 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 АО, 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 АО 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 АО.
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 [135].
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 АО
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
|
