|
Стр. 5
3.7.6. Ответственность за организацию, своевременность
проведения, качество технического обслуживания и ремонта несут
производители работ, мастера соответствующих служб, старшие
инженеры ПС и специалисты отделов отделений АО.
3.7.7. При сдаче в ремонт и приеме из ремонта вместе с
оборудованием должны передаваться технический паспорт, наряд -
допуск ответственному исполнителю работ, акт сдачи - приемки
оборудования. При выводе в ремонт насосного агрегата необходимо
обесточить электродвигатель агрегата, закрыть приемную и выкидную
задвижки, опорожнить от нефтепродукта насос, обесточить пусковую
аппаратуру электродвигателя НА и электроприводов задвижек,
убедиться в герметичности задвижек; выполнить соответствующие
записи в ремонтной и оперативной документации, вывесить
предупреждающие плакаты.
3.7.8. Вводимые в эксплуатацию после капитального ремонта
насосы, электрооборудование, линии электропередачи, заземляющие
устройства должны подвергаться приемо - сдаточным испытаниям.
3.7.9. Оборудование ПС считается принятым в эксплуатацию из
ремонта после испытаний в рабочем режиме: после текущего ремонта -
в течение 8 часов, в том числе для электроустановок - опробование
под нагрузкой в течение 24 часов.
3.7.10. Все работы, выполненные при капитальном ремонте
основного технологического и электрооборудования, принимаются по
акту, к которому прикладывается паспорт ремонтного подразделения
(формуляр) с отметкой о проведении ремонта. Для остального
оборудования запись о выполненных при капитальном ремонте работах
делается в паспорте оборудования.
3.7.11. Сведения о текущем и неплановом ремонтах оборудования
ПС, техническом обслуживании, видах неисправностей и методах их
устранения, затратах труда, запасных частей и материалов должны
записываться в журнале по учету ППР и неплановых ремонтов.
Формы ремонтных журналов определяются системой ППР
оборудования объектов МНПП [63].
3.7.12. Организация и проведение ремонтных работ по ТОР
оборудования и сооружений ПС должны осуществляться в строгом
соответствии с Правилами по охране труда при эксплуатации
магистральных нефтепродуктопроводов [117], системой ППР
оборудования объектов МНПП [63], Правилами эксплуатации
электроустановок потребителей [32], Правилами технической и
безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и КИП
[42], инструкциями заводов - изготовителей, настоящими Правилами.
3.7.13. Газоопасные работы и подготовка к ним должны
осуществляться согласно действующей НТД по организации безопасного
проведения газоопасных работ [131] по плану и наряду - допуску,
составленному в соответствии с Правилами безопасности в газовом
хозяйстве [121].
3.7.14. Изменения в технологических и электрических схемах
конструкции сооружений и машин должны быть согласованы в
установленном порядке, внесены в исполнительную документацию или
утверждены главным инженером отделения АО (АО).
4. Резервуарный парк
4.1. Общие эксплуатационно - технические требования
4.1.1. Резервуарный парк (РП) объекта магистрального
нефтепродуктопровода представляет собой комплекс связанных
трубопроводами резервуаров, предназначенных для выполнения и
обеспечения технологических операций приема, хранения и откачки
нефтепродуктов, обеспечивающий совместную работу участков
нефтепродуктопроводов, наливных эстакад и т.д., а также учета
транспортируемых нефтепродуктов при отсутствии замерного узла.
4.1.2. Устройство, взаимное расположение, расстояния между
отдельными резервуарами и группами резервуаров должны
соответствовать проектам, требованиям нормативно - технической
документации, Правил пожарной безопасности в РФ и Правил пожарной
безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт".
4.1.3. Приемка резервуаров в эксплуатацию (вновь построенных и
капитально отремонтированных) производится в соответствии с
проектом, требованиями нормативно - технической документации, на
основании результатов гидравлических испытаний резервуаров и
проверки работоспособности оборудования.
Приемка резервуара(ов) в эксплуатацию оформляется актом.
4.1.4. Эксплуатация резервуаров должна соответствовать
требованиям Правил технической эксплуатации резервуаров и
инструкции по их ремонту [30], а также настоящих Правил.
4.1.5. Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом
оборудования, предусмотренным проектом и обеспечивающим
возможность осуществления технологических операций.
4.1.6. Изменения и дополнения в проекте, необходимость в
которых может возникнуть при строительстве или эксплуатации
резервуаров, должны быть согласованы с организацией, выполнившей
проект. Документация на эти изменения должна храниться в составе
исполнительной документации или вноситься в паспорт резервуара.
4.1.7. Объем резервуарных парков перекачивающих станций
определяется положениями норм технологического проектирования
разветвленных нефтепродуктопроводов [139].
4.1.8. В каждом резервуарном парке должна быть предусмотрена
часть общей емкости для аварийного сброса нефтепродукта из расчета
двухчасовой пропускной способности нефтепродуктопроводов, которая
используется для:
приема нефтепродуктов при остановке нефтепродуктопровода в
связи с возможным временным прекращением связи ПС с диспетчером;
сброса нефтепродуктов для защиты концевого участка
нефтепродуктопровода, трубопроводов и запорной арматуры
резервуарного парка от повышения давления при неправильном или
произвольном включении запорной арматуры и внезапных закупорках
оборудования;
защиты от перегрузки подпорных насосов, арматуры,
нефтепродуктопроводов на участке между подпорной и основной
насосными;
освобождения поврежденного участка трубопровода от
нефтепродуктов при аварии на линейной части.
При последовательной перекачке нескольких нефтепродуктов число
резервуаров для указанных целей должно быть увеличено, кроме того,
должна быть предусмотрена дополнительная емкость для сброса смеси.
4.1.9. Размеры и число резервуаров в составе общей емкости
наливных станций магистральных нефтепродуктопроводов определяются
при проектировании с учетом:
коэффициента использования емкости резервуаров;
распределения емкости по сортам нефтепродуктов в соответствии
с объемом налива каждого сорта;
необходимости иметь по условиям эксплуатации не менее двух
резервуаров на каждый сорт нефтепродукта;
требования возможно большей однотипности резервуаров.
4.1.10. Площадки резервуарных парков должны быть спланированы
и иметь уклон для отвода ливневых вод в сборный колодец,
соединенный с системой промышленной канализации через
гидравлический затвор.
4.1.11. Конструкции понтонов резервуаров для хранения
нефтепродуктов должны обеспечивать их непотопляемость.
4.1.12. Плавающие крыши должны иметь устройства удаления
ливневых и талых вод за пределы резервуара.
Плавающие крыши, понтоны и их направляющие должны иметь
уплотнители (затворы), обеспечивающие надежную герметизацию
подпонтонного пространства.
4.1.13. При приемке резервуаров в эксплуатацию до начала
испытаний генподрядчик предъявляет государственной комиссии
исполнительную документацию, соответствующую требованиям
действующих нормативных документов по производству, приемке,
эксплуатации и ремонту резервуаров [17, 18, 21, 37, 54].
4.1.14. На резервуары с плавающими крышами, понтонами должны
быть представлены акты испытаний герметичности плавающих крыш или
понтонов.
4.1.15. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись:
"Огнеопасно", а также указаны следующие сведения:
- порядковый номер резервуара;
- допустимый взлив;
- значение высотного трафарета;
- схемы управления сифонным краном и хлопушей.
4.1.16. На каждый резервуарный парк должна быть составлена
технологическая карта по эксплуатации резервуаров с указанием для
каждого резервуара:
- номера по технологической схеме;
- для какого нефтепродукта предназначен;
- типа и вместимости;
- фактической высоты;
- значений максимально и минимально допустимых взливов
нефтепродуктов;
- типов, количества и характеристик дыхательных и
предохранительных клапанов, огневых предохранителей, средств
борьбы с потерями от испарения;
- значения максимально допустимой температуры нефтепродукта;
- допустимой производительности (скорости) наполнения и
опорожнения и других необходимых данных.
4.1.17. Технологическая карта должна находиться на рабочем
месте персонала, производящего оперативные переключения и
отвечающего за правильность их выполнения.
4.1.18. Технологические карты резервуаров утверждает и
переутверждает не реже чем через 2 года (при изменении
технологических схем резервуарных парков, условий эксплуатации и
др.) главный инженер отделения АО, АО.
4.2. Требования к составлению градуировочных таблиц
4.2.1. На каждый резервуар, используемый для приема, хранения
и отпуска нефтепродуктов, независимо от его вместимости и
назначения, должна иметься градуировочная таблица, составленная в
соответствии с действующей НТД [104, 105].
4.2.2. После каждого ремонта, связанного с изменениями
вместимости, резервуар должен быть градуирован, а после изменения
его оснащенности внутренним оборудованием градуировочная таблица
должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке.
4.2.3. Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные
для оперативного контроля, утверждает главный инженер отделения
АО, АО; на резервуары, предназначенные для учетно - отчетных
операций, утверждает территориальный орган Госстандарта России.
4.2.4. К градуировочным таблицам резервуаров должны быть
приложены поправки на неровности днища.
Во время проведения ремонтов при необходимости должны быть
проведены коррекции днищ с составлением соответствующих актов по
каждому резервуару.
4.2.5. Работы по градуировке резервуаров выполняют
специализированные метрологические организации (группы) или лица,
прошедшие обучение по выполнению измерений вместимости резервуаров
в порядке, установленном Госстандартом России, получившие право
(лицензию) на проведение указанных работ и зарегистрированные в
установленном порядке.
4.2.6. Действующие градуировочные таблицы и акты измерений
должны храниться на ЛПДС и ПС, имеющих резервуары, и в отделениях
АО, эксплуатирующих МНПП. Переход на новые градуировочные таблицы,
хранение и списание существующих таблиц осуществляется приказом по
ПО АО.
4.3. Правила заполнения и опорожнения
4.3.1. Максимальная производительность заполнения
(опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и
предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками,
определяется максимально возможным расходом через них
паровоздушной смеси нефтепродуктов, вызываемым одновременным
действием:
заполнения (опорожнения) резервуара, перетоков нефтепродуктов
из заполняемого резервуара в порожний в результате операций
переключения запорной арматуры при переходе с одного резервуара на
другой, термического расширения (сжатия) газов в газовом
пространстве резервуара из-за атмосферных явлений или по
технологическим причинам, а также вследствие выделения паров
нефтепродуктов или растворенных в них газов.
При этом расход газов через все дыхательные клапаны,
установленные на резервуаре, не должен превышать 0,85 (для
вентиляционных патрубков - 0,45) от их суммарной проектной
пропускной способности.
4.3.2. Суммарная проектная пропускная способность
предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном резервуаре,
должна быть не ниже чем дыхательных клапанов.
Производительность заполнения (опорожнения) резервуаров с
понтонами или плавающими крышами ограничивается также допустимой
скоростью изменения уровня нефтепродукта в резервуаре, которая не
должна превышать 3,5 м/ч, если проектом не предусмотрено другое.
4.3.3. В случае подключения резервуара к технологической схеме
пуск ПС, связанный с наполнением или опорожнением резервуаров,
разрешается после того, как персонал удостоверится в правильности
переключения задвижек. В дальнейшем персонал дежурной смены
осуществляет постоянный контроль за поступлением или откачкой
нефтепродукта в резервуары и из них, а также соответствием текущих
технологических параметров оборудования проектным значениям.
Во избежание гидравлических ударов при переключении задвижек
резервуаров необходимо соблюдать порядок их переключения,
предусмотренный инструкциями.
4.3.4. Если по изменению уровня нефтепродукта или другим
данным обнаруживается, что процесс наполнения или опорожнения
резервуара отличается от проектного, установленного
технологической картой, персонал должен немедленно принять меры по
выяснению причины этого несоответствия, ее устранению; в случае
невозможности устранения или определения причины отклонения
процесса от проектного заполнение резервуара должно быть
прекращено: нефтепродукт направлен в другой резервуар, запорная
арматура на первом перекрыта, либо должны быть выполнены действия,
предусмотренные инструкциями.
4.3.5. Оперативный персонал, обслуживающий резервуарный парк,
должен знать схему расположения трубопроводов и назначение
задвижек резервуарного парка, чтобы при эксплуатации, а также при
авариях или пожаре быстро и безошибочно делать необходимые
переключения.
4.3.6. Для каждого резервуара должен быть определен высотный
трафарет, т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до
постоянной точки измерения - риски замерной планки, расположенной
на горловине замерного люка или замерной трубы. Значение высотного
трафарета следует проверять ежегодно и после капитального ремонта
с составлением акта. Значение высотного трафарета должно быть
нанесено несмываемой краской на видном месте вблизи замерного
люка.
4.4. Техническое обслуживание и ремонт
4.4.1. Техническое обслуживание резервуаров должно включать
периодические осмотры резервуаров, оборудования и арматуры, а
также периодическую дефектоскопию сварных стыков, ультразвуковую
или магнитодефектоскопию состояния стенок и днища резервуара,
контроль формы, размеров резервуара и его основания, толщины, а
при необходимости химического состава и механических свойств
листов кровли, стенки и днища.
4.4.2. Периодические осмотры резервуаров и их оборудования
проводят согласно утвержденным главным инженером отделения АО, АО
графикам ППР, составленным в соответствии с Правилами технической
эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту [30] и с
учетом конкретных условий эксплуатации. Результаты осмотра должны
быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры
резервуаров и их паспорта.
4.4.3. За осадкой основания каждого резервуара должно быть
установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года
эксплуатации необходимо ежегодно проводить нивелирование
абсолютных отметок окрайки днища или верха нижнего пояса не менее
чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В дальнейшем
следует систематически, не реже одного раза в три года, проводить
контрольное нивелирование. Допустимые отклонения от
горизонтальности наружного контура днища резервуаров должны
соответствовать требованиям Правил технической эксплуатации
резервуаров и инструкциям по их ремонту.
4.4.4. В зимнее время при низких температурах в зависимости от
климатической зоны швы стальных резервуаров (особенно I и II
поясов снизу и нижнего утора) осматриваются периодически в
соответствии с рекомендациями заводов - изготовителей. Результаты
осмотров заносят в журналы осмотров.
4.4.5. Для резервуарных парков, расположенных в зоне
возможного затопления паводковыми водами, заблаговременно должны
быть подготовлены запасы необходимых материалов, инструментов и
инвентаря. Во избежание всплытия при затоплении резервуарного
парка порожние резервуары должны быть заполнены нефтепродуктами
или водой.
4.4.6. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с
открытыми отсеками должны производиться в соответствии с
РД 39-30-185-79 "Инструкция по эксплуатации стальных понтонов с
открытыми отсеками". Обслуживание и ремонт синтетических понтонов
выполняются согласно технической и эксплуатационной документации,
представляемой организациями - разработчиками конструкций
синтетических понтонов.
4.4.7. Понтоны должны периодически осматриваться во время
производства зачистных работ или в соответствии с графиком,
утвержденным главным инженером отделения АО, в сроки,
соответствующие нормативам.
4.4.8. Результаты осмотров и записи об устранении
неисправностей, обнаруженных при осмотрах понтонов, должны
заноситься в журнал осмотра основного оборудования и арматуры
резервуаров.
4.4.9. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат
периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их
фактического технического состояния. Периодичность и методы
обследования резервуаров, виды выполняемых при этом работ
определяются требованиями действующей НТД по диагностике
технического состояния резервуаров [47, 78].
4.4.9.1. Периодичность приборного обследования стальных
вертикальных резервуаров составляет [47]: полной диагностики - не
реже одного раза в 10 лет, частичной - не реже одного раза в 5
лет.
4.4.9.2. Конкретные сроки диагностики резервуара назначаются в
зависимости от технического состояния и интенсивности эксплуатации
резервуара, а также коррозионной активности среды.
4.4.9.3. При частичной диагностике резервуара выполняются
работы: визуальный осмотр резервуара и его оборудования; измерение
толщины листов стенки, кровли; измерение отклонений образующих от
вертикали, местных деформаций стенки и горизонтальности выступа
окрайки и основания под ней; проверка состояния отмостки;
составление заключения о техническом состоянии резервуара.
Полная диагностика резервуара включает все перечисленные выше
работы и, кроме того: визуальный осмотр с внутренней стороны и
измерение толщины стенки, днища, кровли и понтона; визуальный
осмотр понтона (при его наличии); контроль сварных соединений
неразрушающими методами; механические испытания,
металлографические исследования и химический анализ металла (в
необходимых случаях); зондирование днища и основания резервуара с
целью выявления утечки; определение целесообразности обследования
резервуара методом инфракрасной спектроскопии и выполнение такого
обследования; обработку результатов измерений толщины стенки всех
элементов резервуара и определение для них остаточного срока
службы по коррозионному износу; сравнение полученных результатов
измерений толщины листов для различных поясов, окрайки, днища и
кровли с допустимой толщиной, полученной расчетом, и принятие
решений о дальнейшей эксплуатации резервуара в соответствии с
рекомендациями [47]; другие расчеты согласно [47] и составление
заключения о техническом состоянии и показателях назначения
резервуара на предстоящий период.
4.4.9.4. Полное обследование проводится после зачистки и
дегазации резервуара, частичное - без вывода резервуара из
эксплуатации.
4.4.9.5. Данные технического обследования записываются в
паспорт с указанием даты обследования и номера заключения, и само
заключение вкладывается в паспорт.
4.4.10. На основании результатов обследования резервуаров
составляется годовой график ремонта с учетом обеспечения
бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и
отпуску нефтепродуктов.
4.4.11. Техническое обслуживание и ремонт резервуарного
оборудования и средств автоматики производятся в сроки, указанные
в инструкциях заводов - изготовителей на эти изделия, а также в
Правилах технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их
ремонту.
4.4.12. Капитальный ремонт резервуара производится по мере
необходимости на основании комплексного обследования и дефектной
ведомости по индивидуальному проекту, разработанному
специализированной проектной организацией или проектным бюро АО.
4.4.13. Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны
быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта
на предстоящий год, а перед началом ремонта осмотрены комиссией,
специально назначенной приказом руководителя АО.
4.4.14. При подготовке резервуаров к ремонту с ведением
огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил
пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт" [119]
и Типовых инструкций [131].
Ремонт резервуаров с огневыми работами разрешается проводить
только после полной очистки его от остатков нефтепродуктов,
дегазации, подтвержденной анализом воздушной среды, при
обеспечении пожарной безопасности рядом расположенных резервуаров
(освобождение от нефтепродуктов с надежной герметизацией, уборка
разлитого нефтепродукта с засыпкой песком замазученных мест,
герметизация канализации, оглушение всех коммуникаций и т.п.),
подготовке рабочих мест и наличия оформленных в установленном
порядке документов, разрешающих производство огневых работ.
4.4.15. Вентилятор, электродвигатель и светильники при
подготовке резервуаров и при производстве работ должны иметь
взрывозащищенное исполнение и быть заземлены. Напряжение освещения
должно быть не выше 12 В.
4.4.16. Допустимая концентрация углеводородов в пробах
воздуха, взятых в резервуаре, подготовленном к ремонту, не должна
превышать значений, оговоренных соответствующими нормами, а в
остальных случаях не превышать 0,3 мг/л, а в резервуарах из-под
бензина - 0,1 мг/л.
4.4.17. Резервуары должны подвергаться периодическим зачисткам
в соответствии с утвержденным главным инженером отделения АО
графиком, но не менее двух раз в год - для топлива к реактивным
двигателям, авиационных бензинов;
не менее одного раза в два года - для автомобильных бензинов,
дизельных топлив.
Резервуары для моторных топлив и других аналогичных по
свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере
необходимости, определяемой условиями сохранения их качества,
надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.
При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка
металлических резервуаров после их опорожнения. Резервуары
зачищают также при необходимости:
- смены сорта нефтепродуктов;
- освобождения от высоковязких осадков с наличием минеральных
загрязнений, ржавчины и воды; очередных или внеочередных ремонтов,
проведения комплексной дефектоскопии.
Зачистка должна производиться искробезопасным инструментом.
4.4.18. Осадки, образующиеся в резервуарах, размывают водой,
паром или специальными моющими средствами, после чего отводят в
шлаконакопители или на специальные площадки. Сброс размытых
осадков в канализацию не допускается.
4.4.19. Руководство работами по зачистке резервуаров поручают
ответственному лицу из числа инженерно - технических работников ПС
(ЛПДС). Мероприятия по зачистке резервуаров разрабатывает
технический руководитель ПС (ЛПДС) и утверждает главный инженер ПО
АО.
4.4.20. К зачистке резервуара приступают после оформления акта
его готовности к зачистным работам, подписанного комиссией ПС
(ЛПДС) в составе ответственных за ОТ и ТБ, эксплуатацию РВС и
представителя пожарной охраны.
4.4.21. Зачистку резервуаров выполняет специально обученный и
подготовленный персонал, допущенный медицинской комиссией,
прошедший инструктаж по правилам охраны труда и методам оказания
первой помощи при несчастных случаях, правилам по эксплуатации
резервуаров, технической безопасности, промышленной санитарии и
безопасности.
Подростки моложе 18 лет и женщины к работам по зачистке
резервуаров не допускаются.
Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в
наряд - допуск на выполнение работ с повышенной опасностью
(Приложение А) лицами, ответственными за проведение зачистных
работ.
4.4.22. Работники, которые выполняют зачистку резервуаров,
должны регулярно, не реже одного раза в год, проходить медицинский
осмотр.
4.5. Сосуды, работающие под давлением
4.5.1. Сосуды, работающие под давлением, должны быть
зарегистрированы в органах госгортехнадзора.
Перечень сосудов, подлежащих регистрации в органах
госгортехнадзора, определяется Правилами устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением [29].
4.5.2. При перестановке сосуда на новое место или передаче его
другому владельцу, а также при внесении изменений в схему его
включения сосуд до пуска в работу должен быть перерегистрирован в
органах госгортехнадзора.
4.5.3. Все сосуды, предназначенные для сжатого воздуха,
регистрируемые и не регистрируемые в органах госгортехнадзора,
должны иметь паспорта и инструкции организации - изготовителя,
которые хранятся у ответственного за исправное состояние и
безопасное действие сосудов.
4.5.4. Разрешение на ввод в эксплуатацию сосудов, подлежащих
регистрации, выдается соответствующим округом Госгортехнадзора
России после регистрации, технического освидетельствования
сосудов, проверки организации обслуживания и надзора.
4.5.5. Разрешение на ввод в эксплуатацию сосудов, не
подлежащих регистрации в органах госгортехнадзора, выдает лицо,
назначенное приказом по производственному подразделению (ЛПДС, ПС,
НП) для осуществления надзора за техническим состоянием и
эксплуатацией сосудов, на основании документации изготовителя
после технического освидетельствования и проверки организации
обслуживания.
4.5.6. Разрешение на ввод сосуда в эксплуатацию записывается в
его паспорт.
4.5.7. На каждый сосуд после его установки и регистрации
краской на видном месте или на специальной табличке форматом не
менее 200 x 150 мм наносят регистрационный номер, разрешенное
давление, дату (число, месяц и год) следующих наружного и
внутреннего осмотров и гидравлического испытания.
4.5.8. Эксплуатация сосудов для хранения сжатого воздуха и
других газов осуществляется в соответствии с Правилами устройства
и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
4.5.9. В помещении компрессорной должна быть вывешена
утвержденная старшим инженером ЛПДС или ПС технологическая схема
воздуховодов с указанием компрессоров, ресиверов,
пылевлагоотделителей, вентилей и других устройств. На схеме также
должно быть указано допустимое максимальное давление в системе.
4.5.10. Ответственного по надзору за техническим состоянием и
эксплуатацией сосудов и ответственного за исправное состояние и
безопасное действие сосудов, работающих под давлением, назначают
приказом по производственному подразделению ЛПДС, ПС, НП из числа
инженерно - технических работников, прошедших проверку знаний в
установленном порядке.
4.5.11. Обслуживание сосудов может быть поручено лицам,
достигшим 18-летнего возраста, прошедшим производственное
обучение, аттестацию квалификационной комиссией, инструктаж и
имеющим удостоверение на право обслуживания сосудов.
4.5.12. В производственном подразделении (ЛПДС, ПС, НП) должна
иметься утвержденная главным инженером отделения АО инструкция по
режиму работы сосудов и их безопасному обслуживанию. Инструкция
должна быть вывешена на рабочих местах, а также выдана под
расписку обслуживающему персоналу.
4.5.13. Периодическая проверка знаний персонала проводится
комиссией, назначаемой приказом по производственному подразделению
(ПС, НП, ЛПДС, БПО, отделению АО), не реже чем через 12 месяцев.
Состав комиссии определяется действующей НТД. Результаты проверки
оформляют протоколом с отметкой в удостоверении.
5. Наливные пункты
5.1. Отгрузку и прием нефтепродуктов на наливных пунктах
осуществляют через специально построенные эстакады, сливно -
наливные устройства и сооружения.
5.2. Сливно - наливные устройства и сооружения должны
соответствовать проекту, а также требованиям нормативно -
технической документации.
5.3. Освещение сливно - наливных устройств и сооружений должно
соответствовать проекту и нормам освещенности рабочих мест.
5.4. Наливные сооружения должны быть обеспечены надежной
двусторонней связью, необходимыми средствами противопожарной
защиты в соответствии с проектом и нормами.
5.5. Площадки на наливных сооружениях должны иметь бетонное
покрытие и обеспечивать беспрепятственный сток жидкости в отводные
колодцы или каналы, соединенные через гидравлические затворы со
сборником и производственно - ливневой канализацией.
5.6. Территория наливных устройств и железнодорожных
подъездных путей должна всегда содержаться в чистоте. В зимнее
время ее очищают от снега.
5.7. Налив этилированных бензинов осуществляют в строгом
соответствии с инструкциями по мерам безопасности при обращении с
этилированным бензином.
5.8. Подъемные механизмы наливных устройств должны быть
обеспечены предохранительными приспособлениями, исключающими
самопроизвольное их движение.
5.9. Насосы, двигатели, задвижки, стояки должны быть
пронумерованы в соответствии с технологической схемой.
5.10. Стояки, рукава, сальники, фланцевые соединения,
коммуникации должны быть полностью герметичными.
5.11. Наконечники сливно - наливных шлангов должны быть
заземлены с помощью гибких тросиков.
Запрещается производить сливно - наливные операции во время
грозы.
5.12. Время налива железно дорожных цистерн устанавливается по
договору, заключенному с управлением железной дороги согласно
Правилам перевозок грузов. При этом максимальные значения
скоростей движения (налива) электризующихся жидкостей
(нефтепродуктов) ограничиваются требованиями раздела 14 настоящих
Правил.
5.13. Огневые работы на сливно - наливных сооружениях
выполняют после вывода этих сооружений из эксплуатации при наличии
наряда - допуска, оформленного в установленном порядке, с
соблюдением требований действующих правил, норм и других НТД [115,
..., 124].
5.14. По окончании наливных операций задвижки и другие
запорные устройства на приемных и выкидных линиях насосов должны
быть закрыты.
5.15. Техническую эксплуатацию сооружений и оборудования
станций, осуществляющих перевалку нефтепродуктов на различные виды
транспорта, выполняют в соответствии с Правилами технической
эксплуатации нефтебаз [37], инструкциями по совместной
эксплуатации морских и речных пирсов и причалов, баз перевалки и
портов, утвержденными пароходством и АО, эксплуатирующим МНПП.
6. Технологические трубопроводы
6.1. В состав технологических трубопроводов входят
внутриплощадочные трубопроводы, соединительные детали
трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная
арматура, фильтры - грязеуловители и другие устройства.
6.2. Границами технологических трубопроводов являются входная
и выходная задвижки (краны) ПС, НП.
6.3. Проектирование технологических трубопроводов,
строительство и реконструкцию осуществляют в соответствии с
требованиями нормативно - технической документации (СНиП, ВНТП,
РД), действующей на момент строительства.
6.4. Рабочее давление и режим испытания технологических
трубопроводов, арматуры и устройств устанавливаются проектом.
6.5. Устанавливаемые детали стальных трубопроводов -
переходники, тройники, заглушки и фланцы - должны удовлетворять
требованиям действующих стандартов, норм и нормалей.
На технологических трубопроводах должна применяться
преимущественно стальная запорная, регулирующая и другая арматура.
6.6. Монтаж и приемка в эксплуатацию технологических
трубопроводов производится с соблюдением общих требований по
приемке законченных строительством объектов в полном объеме или в
составе производственных площадок магистральных
нефтепродуктопроводов согласно требованиям действующей НТД.
6.7. Не допускается расположение соединений, в том числе
сварных, на опорах, в толще стен и перегородках.
6.8. Исполнительные технологические схемы трубопроводов и
коммуникаций ПС должны соответствовать технологическим
трубопроводам; арматура, оборудование, приборы и устройства должны
иметь обозначения и нумерацию.
6.9. На каждой ПС должен быть уточненный ситуационный план
объекта с привязкой технологических трубопроводов и коммуникаций.
Обслуживающий персонал должен знать расположение
трубопроводов, точки их пересечения, места врезок отводов,
расположение арматуры, оборудования, приборов, устройств,
технологических коммуникаций, их назначение и инструкции по
эксплуатации.
6.10. Изменения действующих схем технологических трубопроводов
без ведома и утверждения главным инженером АО не допускаются.
Реконструкция технологических трубопроводов производится согласно
проекту, утвержденному в установленном порядке.
6.11. На службу эксплуатации ПС возлагается:
- своевременный контроль и поддержание в технически исправном
состоянии технологических трубопроводов и установленного
оборудования;
- выполнение необходимых ремонтных мероприятий, обеспечивающих
долговечность технологических трубопроводов и бесперебойную работу
ПС;
- обеспечение нормальной работы системы защиты от почвенной
коррозии металлических сооружений и коммуникаций ПС, а также
обеспечение защиты от атмосферной коррозии наземных и надземных
участков технологических трубопроводов.
6.12. Технологические трубопроводы, арматура и устройства на
них должны периодически осматриваться и обслуживаться согласно
утвержденным техническим руководителем ПО графикам и регламентам
работ.
Арматура и устройства технологических трубопроводов
осматриваются не реже одного раза в квартал, а на особо
ответственных узлах - не реже одного раза в месяц. Результаты
осмотров заносятся в журнал осмотров и ремонтов технологических
трубопроводов.
6.13. Планово - предупредительный ремонт оборудования,
арматуры и технологических трубопроводов проводится ремонтным
персоналом ПС, НП в соответствии с графиком, утвержденным главным
инженером отделения АО.
6.14. На ПС с РП должна предусматриваться установка узлов с
предохранительными устройствами для защиты от превышения давления
на входе в резервуарный парк.
До и после каждого предохранительного устройства должны быть
предусмотрены дренажные трубопроводы и задвижки.
Предохранительные устройства должны проверяться на стенде
ежегодно.
6.15. Фильтры - грязеуловители должны очищаться или
подвергаться ревизии при перепаде давления не более установленного
инструкцией завода - изготовителя или при появлении в них
постороннего шума.
6.16. Для исключения коррозийных повреждений технологических
трубопроводов не реже одного раза в год (преимущественно в летнее
время) должна производиться проверка состояния изоляционного
покрытия и защитного потенциала. Результаты измерений
регистрируются актами. В зависимости от вида дефекта и его
размеров принимается решение о восстановлении изоляционного
покрытия дефектного участка.
6.17. Технологические трубопроводы ГПС, НП, имеющих
резервуарные парки, в соответствии с проектом, должны быть
оборудованы системами активной защиты от почвенной коррозии.
7. Отводы от магистральных нефтепродуктопроводов
к нефтебазам, складам нефтепродуктов, промышленным
предприятиям, портам и другим объектам
7.1. Состав отводов и общие требования к их эксплуатации
7.1.1. Диаметр, параметры, протяженность и место подключения
отвода от МНПП определяются проектом.
7.1.2. Отводы сооружаются, как правило, равнопрочными
магистральным нефтепродуктопроводам, к которым их подключают.
7.1.3. Границами отводов считаются:
начальной - ближайшая к магистральному нефтепродуктопроводу
задвижка на узле подключения; конечной - задвижка на отводе перед
узлом ввода на предприятие потребления.
7.1.4. В состав линейной части отводов входят:
- трубопроводы с запорной и предохранительной арматурой;
- переходы через естественные и искусственные препятствия;
- узлы учета и контроля последовательной перекачки
нефтепродуктов и сооружения на них;
- установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии
и блуждающих токов;
- средства дистанционного управления трубопроводом;
- устройства автоматизации технологических процессов и
технологическая связь;
- устройства электроснабжения;
- противопожарные сооружения и сооружения по защите окружающей
среды от разлива нефтепродуктов;
- изолирующие фланцы;
- перекачивающие насосные станции (в отдельных случаях);
- устройства пуска и приема шаров;
- другие сооружения, предусмотренные проектом.
7.1.5. АО, эксплуатирующие отвод, периодически, но не реже
одного раза в два года, составляют и утверждают карту
технологических режимов работы отводов.
Технологические карты могут быть составлены как отдельно на
отвод, так и в составе МНПП.
7.1.6. В технологических картах режимов должны быть указаны:
- пропускная способность при различных режимах в МНПП;
- давление в начале и конце отводов;
- номинальные плотности и вязкости нефтепродуктов.
7.1.7. Работы, связанные со сдачей нефтепродуктов на
территории нефтебаз, выполняют операторы нефтебаз совместно с
операторами, работающими на объектах МНПП.
Порядок взаимодействия операторов предприятий потребления
нефтепродуктов с операторами ЛПДС, перекачивающих станций и
наливных пунктов определяется инструкцией о взаимоотношениях и
договорами между ПС, НП, ЛПДС, согласованными с отделениями АО и
утвержденными АО, эксплуатирующим МНПП, с одной стороны, и
организациями, в чьем ведении находятся предприятия потребления
или распределения нефтепродуктов.
7.1.8. Для осуществления технологических операций по поставке
нефтепродуктов по отводам диспетчерские службы АО, отделений и
подразделений АО, операторы, предприятия потребления должны быть
обеспечены постоянной технологической связью.
7.1.9. Порядок сдачи нефтепродуктов на нефтебазы,
автозаправочные станции и склады ГСМ по отводам МНПП
регламентируется требованиями руководящего документа [61] и
настоящих Правил.
7.2. Нефтепродуктопроводы, проложенные на территории
городов и населенных пунктов
7.2.1. Прокладка нефтепродуктопроводов в городах и населенных
пунктах допускается в исключительных случаях и должна
соответствовать требованиям СНиП 2.05.13-90 "Нефтепродуктопроводы,
прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов".
7.2.2. На каждый нефтепродуктопровод, проложенный на
территории городов или населенных пунктов и принятый в
эксплуатацию, должен составляться паспорт, в котором указываются
основные данные, характеризующие нефтепродуктопровод, а в
последующем заносятся сведения о всех работах по его обследованию
и ремонту.
7.2.3. Эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов,
проложенных на территории городов и населенных пунктов, должны
производиться по специальным НТД (правилам, РД, инструкциям),
разработанным с учетом специфических условий их работы,
обслуживания и ремонта (близость строений, насаждений и деревьев;
ограниченная величина полосы отвода земли; наличие сооружений и
сетей, пересекающих нефтепродуктопроводы или проходящих в одном
техническом коридоре и т.д.).
В этих НТД должны быть указаны требования к периодичности и
организации контроля рабочих параметров НПП, проведению осмотров и
диагностирования технического состояния, требования к технике и
технологии выполнения ремонтных работ и другие требования с учетом
специфики трубопроводов, проложенных в черте города и населенных
пунктов, и местных условий.
7.2.4. Персонал, обслуживающий НПП, проложенные по территории
городов и населенных пунктов, должен быть проинструктирован
дополнительно об особенностях эксплуатации таких НПП и повышенных
требованиях безопасности.
7.2.5. При наличии системы телемеханики работа узла
подключения отвода к НПП, как правило, контролируется дистанционно
из этого же диспетчерского пункта. В случае отсутствия системы
телемеханики такой контроль осуществляется обходчиками или
выездным оперативным персоналом.
7.2.6. На случай отказа дросселирующего устройства может быть
предусмотрено автоматическое включение резервного дросселирующего
устройства.
7.2.7. Запорная арматура на трубопроводах в черте города и
населенного пункта должна управляться в соответствии с проектными
решениями. В случае отсутствия телемеханики и образования течи в
трубопроводе он должен быть отключен задвижкой на узле подключения
к магистральному трубопроводу.
Ближайшие к месту утечки задвижки должны быть перекрыты в
кратчайший срок.
7.2.8. Осмотр трассы трубопровода осуществляется периодически
в соответствии с графиком, утвержденным руководителем ПС.
7.2.9. При проведении вблизи подземного нефтепродуктопровода
работ по сносу или строительству зданий, сооружений или ремонту
других подземных сооружений, а также при реконструкции дорожных
покрытий и в других случаях, при которых возможны повреждения
трубопровода, обходы его трассы должны проводиться ежедневно.
7.2.10. Работники, совершающие осмотр, должны быть по
возможности оснащены необходимыми средствами связи,
обеспечивающими их взаимодействие с диспетчерским пунктом и
выездными бригадами.
7.2.11. Отделения АО должны передавать местным органам власти
информацию о прохождении трубопровода и местах пересечений с
местными коммуникациями для нанесения на общий план подземных
сетей.
7.2.12. В соответствии с положениями Правил охраны
магистральных трубопроводов [27] и других документов отделения АО
согласуют с местными органами власти конкретные мероприятия и
планы действий, связанные с обеспечением безопасной эксплуатации
трубопровода, проходящего в черте города или населенного пункта, а
также касающиеся совместных действий в условиях ЧС.
8. Водоснабжение и пожаротушение
8.1. Водоснабжение перекачивающих станций и наливных пунктов
осуществляется от водопроводных систем других предприятий,
артезианских скважин или из местных водоемов.
8.2. Устройства систем водоснабжения должны соответствовать
проекту и требованиям действующей НТД.
8.3. Контроль за качеством водоснабжения объектов МНПП в
пределах обслуживаемой территории осуществляют местные органы и
учреждения санитарно - эпидемиологической службы.
При водоснабжении из открытых водоемов вода, идущая на
хозяйственно - питьевое водоснабжение, должна подвергаться
бактериологическому анализу и хлорироваться. Водопровод с
сооружениями и оборудованием, по которому осуществляется
|
