ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

Утвержден 15 мая 2002 г.
с изменениями от 20 января 2003 г.

Условные обозначения и сокращения

ВИП                      Внутритрубный инспекционный прибор

ВТД                      Внутритрубная диагностика

ГВВ                      Горизонт высоких вод

ДДК                      Дополнительный дефектоскопический контроль

ДПР                      Дефект, подлежащий ремонту

КППСОД              Камера пуска-приема средств очистки и диагностики

ЛПДС                   Линейная производственно-диспетчерская служба

ЛЭС                      Линейная эксплуатационная служба

ЛЭП                      Линия электропередачи

МН                        Магистральный нефтепровод

МТ                        Микротоннелирование

ННБ                      Наклонно-направленное бурение

НПС                      Нефтеперекачивающая станция

НТД                      Нормативно-техническая документация

ОАО МН              Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов

ОУ                        Очистное устройство

ПОР                      Дефект первоочередного ремонта

ПМН                     Переход магистрального нефтепровода через водную преграду

ППМН                  Подводный переход магистрального нефтепровода

РНУ                      Районное нефтепроводное управление

СОУ                      Система обнаружения утечек

ТУ                         Телеуправление

УМН                     Управление магистральных нефтепроводов

ЦТД                      Центр технической диагностики

ЭХЗ                       Электрохимическая защита

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящий регламент распространяется на переходы через водные преграды магистральных нефтепроводов системы ОАО «АК «Транснефть».

Настоящий регламент устанавливает:

-      порядок приемки ПМН в эксплуатацию;

-      требования к оборудованию ПМН;

-      режимы работы переходов магистральных нефтепроводов (ПМН) через водные преграды;

-      требования и мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации отключенных резервных ниток ПМН;

-      порядок планирования и организации работ по эксплуатации переходов через водные преграды;

-      порядок мониторинга ПМН с дефектами, выявленными при ВТД и мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации ПМН с выявленными дефектами ПОР;

-      виды и технологию проведения контроля технического состояния, оформление результатов контроля;

-      требования к проведению частичного и полного обследования ПМН;

-      виды, периодичность и объём работ при техническом обслуживании ПМН;

-      перечень и формы технической документации, оформляемой в процессе эксплуатации подводного перехода;

-      требования по обеспечению охраны окружающей среды при эксплуатации ПМН.

Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды предназначен для работников служб эксплуатации ОАО МН системы ОАО «АК «Транснефть».

Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды отменяет действие следующих документов:

-      Регламент по технической эксплуатации подводных переходов нефтепроводов, построенных способом наклонно-направленного бурения, 1999 г.;

-      Регламент технической эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов, 2001 г.

Переходы магистральных нефтепроводов через водные преграды подразделяются по способу прокладки:

-      подводные;

-      воздушные.

В границы воздушного перехода магистрального нефтепровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от мест выхода трубопровода из земли.

К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Границами подводного перехода магистрального нефтепровода (ППМН), определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10 %-й обеспеченности.

Трубопроводы основной и резервной ниток в границах подводного перехода и на участке от подводного перехода до КППСОД, независимо от диаметра и способа прокладки, должны проектироваться в соответствии с категорией «В» СНиП 2.05.06-85*.

Подводные переходы, в том числе все переходы построенные методами ННБ и МТ через водные преграды шириной по зеркалу более 75 м в межень должны быть оборудованы резервными нитками.

Подводные переходы подразделяются:

-      на одно- и многониточные;

-      по способу строительства - траншейным способом, методом микротоннелирования (МТ), наклонно-направленного бурения (ННБ), «труба в трубе».

Подводные переходы, построенные методом микротоннелирования (МТ) подразделяются на:

-      переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполнено инертным газом под избыточным давлением (тип 1);

-      переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполнено жидкостью с антикоррозионными свойствами под избыточным давлением (тип 2).

Воздушные переходы подразделяются на:

-      подвесные (вантовые);

-      арочные;

-      балочные.

В состав перехода МН через водные преграды входят следующие сооружения:

-      участок магистрального нефтепровода в границах ПМН;

-      узлы береговых задвижек и камер пуска-приема средств очистки и диагностики;

-      берегоукрепительные и дноукрепительные сооружения, предназначенные для предотвращения размыва береговой и русловой части перехода;

-      информационные знаки ограждения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных водных путях, указательные знаки оси трубопроводов на береговых участках, стационарные реперы и знаки закрепления геодезической сети;

-      пункт наблюдения (блок-пост обходчика);

-      вдольтрассовая линия электропередачи (ЛЭП) в границах ПМН;

-      средства электрохимзащиты (ЭХЗ) в границах ПМН;

-      трансформаторная подстанция для обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и средств ЭХЗ, линейной телемеханики, освещения и др.;

-      средства и оборудование телемеханики;

-      стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике;

-      датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, системы обнаружения утечек (СОУ), вантузы, системы контроля межтрубного пространства перехода, выполненного методом микротоннелирования или «труба в трубе»;

-      опорные сооружения воздушных переходов.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ТРУБ И СВАРНЫХ ШВОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ПРИЕМКЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

2.1. Организация контроля качества труб и сварных швов при строительстве переходов МН через водные преграды.

2.1.1. Требования к качеству труб, устанавливаемые ТУ и особыми условиями на поставку, должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» и ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых нефтепроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1».

2.1.2. ОАО МН при заказе труб (импортных и отечественных) для строительства переходов через водные преграды разрабатывают технические требования, в которых указывается объем контроля и требования к качеству труб:

-      100 % ультразвуковой контроль сплошности металла труб с отметкой в сертификате. В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин, закатов, а также расслоений длиной свыше 80 мм в любом направлении. Расслоения любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 мм от торца труб не допускаются;

-      100 % неразрушающий контроль сварных швов труб с отметкой в сертификате;

-      100 % контроль геометрических размеров труб (наружный диаметр, толщина стенки, длина секций, овальность, кривизна, косина реза торцов и т.д. должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*);

-      не допускаются ремонты сварных соединений;

-      соответствие химического состава и механических характеристик металла труб требованиям СНиП 2.05.06-85*;

-      не допускаются царапины, риски и задиры глубиной 0,2 мм и более, вмятины глубиной 6 мм и более, выправленные вмятины.

2.1.3. Снабжающая организация указанные технические требования должна включить в контракт на поставку труб.

2.1.4. В контракте на поставку труб с отечественными и зарубежными трубопрокатными заводами должно быть указано, что контроль по п. 2.1.2 настоящего регламента проводится силами и средствами завода-изготовителя с непосредственным участием представителей технического надзора ОАО МН или подрядной организации по договору на указанный вид деятельности.

2.1.5. Служба технического надзора ОАО МН или подрядная организация по договору контролирует полноту, качество и результаты заводского контроля труб для ПМН с отметкой в сертификате.

2.1.6. После приемки представителем заказчика трубы, предназначенные для строительства переходов, маркируются «ПП». Маркировка наносится несмываемой краской внутри трубы на расстоянии 100-150 мм от торца.

2.1.7. Обязательный входной контроль труб, предназначенных для строительства ПМН, в местах разгрузки, хранения и производства работ выполняется в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*. Кроме того проверяется:

-      наличие маркировки «ПП»;

-      наличие в сертификате отметки технадзора или подрядной организации о приемке труб на заводе;

-      отсутствие расслоений любого размера на концевых (25 мм) участках труб.

2.1.8. Трубы, хранившиеся в складских условиях более 6 месяцев и предназначенные для строительства ПМН, перед монтажом подлежат проверке состояния с оформлением акта. Проверка выполняется в следующем объеме:

-      контроль качества изоляционного покрытия на соответствие требованиям ГОСТ Р 51164-98;

-      контроль отсутствия царапин, рисок и задиров глубиной 0,2 мм и более, вмятин глубиной 6 мм и более, выправленных вмятин.

Выявленные повреждения изоляции подлежат ремонту. Трубы с обнаруженными царапинами, рисками и задирами 0,2 мм и более, с вмятинами глубиной 6 мм и более, с выправленными вмятинами отбраковываются, маркировка «ПП» зачеркивается несмываемой краской.

2.1.9. Сертификаты на трубы после сдачи перехода в эксплуатацию должны храниться в эксплуатирующей организации вместе с исполнительной документацией.

2.1.10. При сварке подводного перехода 100 % стыковых швов должны быть полностью проверены неразрушающими методами контроля силами подрядчика с обязательной 100 % повторной проверкой заказчиком.

2.1.11. Гидравлические испытания и проверка герметичности вновь построенных подводных переходов магистральных нефтепроводов производится в соответствии с требованиями СНиП III-42-80* в три этапа (табл. 1):

-      1-й этап - после сварки на стапеле или площадке, но до изоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств или протаскиваемые для переходов, строящихся методами ННБ или МТ);

-      2-й этап - после укладки, но до засыпки для переходов, строящихся траншейным способом, после протаскивания для переходов, строящихся методами ННБ или МТ;

-      3-й этап - одновременно с прилегающими участками.

При отсутствии прилегающих участков проведение второго и третьего этапов гидравлических испытаний совмещается, при этом испытания на прочность производятся в течение 36 часов, а проверка на герметичность - не менее 24 часов в следующей последовательности (рис. 1):

-      1-й цикл испытаний на прочность - 12 часов;

-      2-й цикл проверки на герметичность - не менее 12 часов;

-      3-й цикл испытаний на прочность - 24 часа;

-      4-й цикл проверки на герметичность - не менее 12 часов.

Таблица 1

Этапы испытания непрочность и проверки на герметичность

Примечание.

* Прилегающий участок - участок трубопровода между новым дюкером и существующим нефтепроводом.

Рис. 1. Давление и выдержка при испытании на прочность и герметичность

2.1.12. После укладки дюкера и до заполнения трубы нефтью, должна быть проведена внутритрубная инспекция диагностическим снарядом-профилемером с использованием воды в качестве рабочей среды. При этом перед пропуском снаряда-профилемера должна быть выполнена очистка уложенного трубопровода очистными скребками.

2.2. Приемка в эксплуатацию переходов МН через водные преграды

2.2.1. К эксплуатации допускается переход МН через водную преграду и его объекты, как вновь построенные, так и после реконструкции или капитального ремонта, соответствующие проекту по действующим нормам и правилам и прошедшие приемку в установленном порядке.

2.2.2. Приемка в эксплуатацию вновь построенных переходов МН через водные преграды, а также замененных при реконструкции и капитальном ремонте участков должна проводиться в комплексе со всеми сооружениями, предусмотренными проектом.

2.2.3. Организация и порядок приемки в эксплуатацию вновь построенных переходов МН через водные преграды и их участков после реконструкции и капитального ремонта должна производиться в соответствии с требованиями общероссийских и ведомственных нормативных документов:

-      ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;

-      СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения;

-      СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы;

-      СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

-      РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

-      ВСН 004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация работ»;

-      ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание»;

-      Регламент приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов;

-      Регламент взаимоотношений РСУ (РСК) и служб эксплуатации (АВП) при завершении строительно-монтажных работ и вводе в эксплуатацию законченного строительством участка нефтепровода;

-      Регламент взаимоотношений служб заказчика, технического надзора, строительных подразделений ОАО МН и подрядных организаций;

-      Регламент осуществления технического надзора сварочно-монтажных работ при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов;

-      Регламент технического надзора за подготовкой поверхности трубопровода и нанесением изоляционного покрытия;

-      Регламент технического надзора при проведении работ по испытанию и подключению вновь построенных (прошедших капитальный ремонт) участков трубопроводов;

-      Табель технической оснащенности. Средства измерения и контроля. Земляные работы, входной контроль труб и изоляционных материалов, сварочно-монтажные работы, изоляционно-укладочные работы, работы по электрохимзащите;

-      Типовое положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов.

2.2.4. Приемка в эксплуатацию вновь построенного перехода МН через водную преграду и участков МН в границах перехода, замененных при реконструкции или капитальном ремонте, должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления вновь построенного перехода приемочной комиссии должна быть проведена приемка перехода рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее, чем за 3 месяца до планируемого срока начала работы комиссии.

2.2.5. Приемка вновь построенных переходов МН через водные преграды и участков МН в границах перехода после реконструкции и капитального ремонта оформляется актом приемочной комиссии, который утверждается руководителем ОАО МН. Датой приемки объекта считается дата подписания акта приемочной комиссией.

2.2.6. Оформление приемки производится заказчиком и членами приемочной комиссии на основе результатов проведенных ими обследований, проверок, контрольных испытаний и измерений, документов исполнителя работ, подтверждающих соответствие принимаемого объекта утвержденному проекту, нормам, правилам и стандартам, а также заключений органов надзора.

2.2.7. По окончании работ исполнительная документация на построенный и принятый в эксплуатацию переход магистрального нефтепровода передается на хранение в ОАО МН.

3. ПАСПОРТНАЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

3.1. На каждый переход МН через водную преграду должен быть разработан «Паспорт перехода магистрального нефтепровода через водную преграду» согласно установленной в ОАО «АК «Транснефть» форме (приложение 1).

3.2. Паспорт перехода магистрального нефтепровода через водную преграду должен содержать технические, технологические, топогеодезические, гидрологические и другие сведения о подводном переходе. Форма «Паспорта перехода через водную преграду» приведена в приложении 1.

3.3. Сведения по техническому обслуживанию, обследованиям, текущему и капитальному ремонтам переходов должны вноситься отделом эксплуатации РНУ (УМН) ОАО МН в «Паспорт ПМН» в срок не более 7 дней после окончания работ.

3.4. Проектная и исполнительная документация на переход МН через водную преграду должна храниться в РНУ (УМН) ОАО МН в течение всего срока эксплуатации подводного перехода.

3.5. Для организации технической эксплуатации перехода МН через водную преграду РНУ (УМН) и ОАО МН, эксплуатирующие переход, обязаны иметь и вести техническую документацию, в соответствии с табл. 2.

3.6. ОАО МН, эксплуатирующие переходы, не реже чем один раз в три года обязаны предоставлять сведения о положении подводных переходов через судоходные реки и их охранных зон в Государственное бассейновое управление водных путей и судоходства и запрашивать подтверждение занесения их в лоции.

3.7. Паспорт подводного перехода, построенного методом ННБ, должен содержать информацию (в соответствии с разделом 1.13 приложения 1 настоящего Регламента) и дополнительную информацию в соответствии с приложением 2.

Таблица 2

Перечень обязательной документации по технической эксплуатации переходов нефтепроводов через водные преграды

3.8. Паспорт подводного перехода, построенного методом МТ, должен содержать дополнительную информацию (в соответствии с разделом 1.14 приложения 1) и дополнительную информацию в соответствии с приложением 3.

4. ОБСЛЕДОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ПЕРЕХОДОВ

4.1. Порядок организации проведения обследования подводной части ППМН

4.1.1. Обследование ППМН осуществляется участками подводно-технических работ ОАО «АК «Транснефть», а также подрядными организациями. Организации, проводящие обследования переходов МН через водные преграды, должны иметь необходимые технические средства для проведения обследований, иметь обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов, лицензию Госгортехнадзора России на выполнение работ по частичному обследованию ППМН и, дополнительно, лицензию Госгеонадзора на выполнение работ по полному обследованию.

4.1.2. Основанием для проведения работ по обследованию ППМН является утвержденный ОАО «АК «Транснефть» «Сводный план работ по обследованию ППМН».

4.1.3. «План работ по обследованию ППМН ОАО МН» разрабатывается отделами эксплуатации ОАО МН и утверждается главным инженером ОАО МН. План должен содержать характеристику нефтепровода, пересекаемой преграды, срок обследования и выдачи исполнительной документации. «План работ по обследованию ППМН ОАО МН» на следующий год представляется в ОАО «АК «Транснефть» в срок до 1 октября текущего года.

4.1.4. Отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть» в срок до 1 ноября анализирует «Планы работ по обследованию ППМН ОАО МН» и представляет на утверждение руководства ОАО «АК «Транснефть» «Сводный план работ по обследованию ППМН».

4.1.5. На основе утвержденного ежегодного «Плана работ по обследованию ППМН» ОАО МН разрабатывает в соответствии с требованиями нормативной документации и данного регламента техническое задание на проведение обследования ППМН. Техническое задание утверждается главным инженером ОАО МН.

4.1.6. Техническое задание на проведение обследования вновь строящихся, находящихся в эксплуатации, ремонтируемых и реконструируемых ППМН (Приложения 5, 6) в обязательном порядке должно предусматривать требования к объему работ по обследованию (в соответствии с разделами 4.3-4.5, табл. 6а-6д) и составу технического отчета (в соответствии с разделом 4.9).

4.1.7. К техническому заданию должны прилагаться исходные данные, необходимые Подрядчику для проведения обследования (Приложения 7, 8).

4.1.8. Организация планирования и проведения работ по обследованию находящихся в эксплуатации переходов, а также анализ результатов обследования возлагается на отдел эксплуатации ОАО МН, а при планировании и проведении обследования вновь строящихся, ремонтируемых и реконструируемых переходов на отдел капитального строительства, отдел эксплуатации и отдел технического надзора ОАО МН.

4.1.9. На выполненные при обследовании перехода работы составляется первичная документация - акты на отдельные виды работ, акт обследования перехода по результату выполнения всего комплекса работ, как окончательный документ - технический отчет по обследованию перехода (в бумажном и электронном виде), который представляется в отдел эксплуатации ОАО МН.

4.1.10. Отдел эксплуатации ОАО МН, в течение 10 дней после получения технического отчета, анализирует результаты обследования ППМН, определяет вид ремонта, разрабатывает мероприятия по доведению технического состояния ППМН до нормативного и, в срок до 5 числа каждого месяца, представляет «Отчет о выполнении плана работ по обследованию ППМН» в отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть».

4.2. Категории технического состояния ППМН

4.2.1. Техническое состояние ППМН определяется по результатам внутритрубной диагностики, обследования планово-высотного положения, берегоукрепления, гидрологических характеристик водотока и сопоставлению фактического состояния ППМН с нормативными и проектными показателями, а также с показателями состояния предыдущих 3-х обследований. Техническое состояние воздушного перехода определяется по результатам внутритрубной диагностики, обследования планово-высотного положения, состояния опор и сопоставлению фактического состояния перехода с нормативными и проектными показателями, а также с показателями состояния предыдущих 3-х обследований.

4.2.2. Основными факторами, определяющими техническое состояние перехода являются:

-      наличие дефектов, подлежащих ремонту (ДПР) и первоочередного ремонта (ПОР);

-      величина и соответствие нормативным требованиям и проекту заглубления нефтепровода в русле и береговой части водной преграды, наличие и протяженность оголений и провисов трубопровода;

-      состояние антикоррозионной изоляции и балластировки;

-      состояние берегоукрепления;

-      состояние информационных и береговых знаков;

-      для воздушного перехода - величина и соответствие нормативным требованиям и проекту положения нефтепровода на опорах;

-      состояние опорной планово-высотной топографической основы, реперов на ППМН.

4.2.3. Категории технического состояния ППМН определяются в соответствии с табл. 3:

-      исправное состояние;

-      неисправное состояние;

-      критическое состояние.

4.2.4. При выявлении неисправного или критического технического состояния ППМН должны быть приняты меры по восстановлению исправного состояния.

4.3. Виды, периодичность и границы проведения обследования переходов МН через водные преграды.

4.3.1. Настоящим Регламентом устанавливаются следующие виды обследования ППМН:

-      периодическое частичное;

-      периодическое полное;

-      обследование в период строительства и ремонта.

Периодические обследования выполняются для определения технического состояния подводного перехода в процессе эксплуатации.

Контрольное обследование выполняется для контроля соответствия качества выполненных работ требованиям проекта.

4.3.2. При периодическом частичном обследовании выполняются следующие работы:

-      определение состояния береговых участков, берегоукрепления, информационных знаков, реперов и маркерных пунктов;

-      организация водомерного поста;

-      определение планово-высотного положения трубопровода;

-      выявление участков с недостаточным заглублением, оголений и провисов, уточнение их размеров, нанесение на профиль перехода;

-      камеральная обработка результатов полевых изысканий частичного обследования, подготовка отчета.

Таблица 3

Категории технического состояния подводного перехода МН

* СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы..

** ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (выдержка из ГОСТ Р 51164-98 приведены в приложении 9).

4.3.3. При периодическом полном обследовании выполняются все работы, предусмотренные периодическим частичным обследованием, и дополнительные работы:

-      гидрографическая съемка дна водотока (водоема);

-      гидрологические измерения водотока;

-      камеральная обработка результатов полевых изысканий полного обследования, расчет гарантийного срока эксплуатации ППМН по анализу планово-высотного положения, русловых процессов и данных внутритрубной диагностики, подготовка отчета и заключения.

Порядок выполнения и объемы работ при проведении периодического частичного обследования приведен в табл. 6а, периодического полного обследования - в табл. 6д.

4.3.4. Заказчик при выполнении обследования в период строительства и ремонта осуществляет технический надзор и пооперационно контролирует качество выполнения работ: Порядок и объемы выполнения работ при проведении контрольных обследований приведены в табл. 6в.

При строительстве и ремонте подводного перехода с заменой трубы траншейным методом Заказчик контролирует:

-      соответствие требованиям проекта отметок уровня дна траншеи до укладки трубы;

-      определение отметок уровня верхней образующей трубы, уложенной в траншею, состояния футеровки и балластировки;

-      соответствие требованиям проекта толщины защитного слоя над верхней образующей трубы после засыпки траншеи.

При ремонте подводного перехода методом подбивки, засыпки Заказчик контролирует:

-      соответствие уложенной банкетной призмы требованиям проекта при выполнении подбивки провисающего участка трубопровода;

-      соответствие требованиям проекта толщины защитного слоя над верхней образующей трубы после засыпки траншеи.

При выборочном устранении дефектов на трубопроводе Заказчик контролирует:

-      технологические операции по идентификации дефектной секции трубопровода, определению параметров дефектного участка трубопровода подлежащего ремонту (ДДК);

-      качество монтажа ремонтной конструкции, нанесения изоляции, восстановления футеровки и балластировки при выборочном ремонте трубопровода;

-      соответствие требованиям проекта толщины защитного слоя над верхней образующей трубы после засыпки траншеи.

4.4. Периодичность проведения частичного и полного обследований ПМН устанавливается в соответствии с табл. 4, в зависимости от ширины водной преграды в межень, судоходности и метода строительства ППМН. Для вновь построенных (кроме построенных методами ННБ и МТ), переуложенных или отремонтированных методом подбивки и засыпки ППМН первое обследования производятся через 1 год в объеме полного не зависимо от ширины водной преграды.

Таблица 4

Периодичность проведения обследования переходов

* Кроме года проведения обследования (для воздушных ПМН), полного обследования (для ППМН).

Если гарантийный срок эксплуатации перехода ограничен по результатам анализа русловых процессов и планово-высотного положения, то следующее полное обследование должно быть произведено не позднее чем за 6 месяцев до даты окончания гарантийного срока эксплуатации перехода.

4.5. Границы обследования подводного перехода магистрального нефтепровода принимаются в соответствии с табл. 5, рис. 2.

Таблица 5

Границы обследования подводных переходов МН

Рис. 2. Границы обследования подводного перехода МН

Таблица 6а

Порядок и объемы выполнения работ при проведении периодического частичного обследования

Таблица 6б

Порядок и объемы выполнения работ при проведении периодического полного обследования

Таблица 6в

Порядок и объемы выполнения работ при проведении обследования в период строительства и ремонта

4.6. Камеральная обработка результатов полевых изысканий при проведении периодических обследований, подготовка отчета

4.6.1. Камеральные работы при частичном периодическом обследовании:

-      сбор и анализ имеющихся материалов исследований гидрологического режима реки прошлых лет;

-      составление плана с нанесенными трассой МН, промерными точками, береговой линией, указанием начала пикетажа, исходных реперов;

-      составление профиля перехода магистрального нефтепровода и нанесение на него координат береговых маркеров, дефектов ДПР и ПОР, выявленных внутритрубной диагностикой;

-      разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;

-      составление отчета по обследованию.

4.6.2. Камеральные работы при полном периодическом обследовании:

-      сбор и анализ имеющихся материалов исследований режима реки прошлых лет;

-      составление топографического плана, совмещенного с русловой съемкой, нанесение на план береговой съемки, оговоренной ТЗ (в соответствии с табл. 5 и рис. 1), нанесение пикета «0»;

-      составление профиля перехода магистрального нефтепровода, нанесение на него координат береговых маркеров, дефектов ДПР и ПОР, выявленных внутритрубной диагностикой;

-      составление технического отчета о гидрометеорологических исследованиях;

-      составление чертежа-плана направлений и скоростей течений в пределах участка ППМН (эпюры поверхностных, средних и донных скоростей);

-      составление чертежей - распределение скоростей потока в поперечных сечениях русла по створам измеренных расходов;

-      составление чертежа - продольный профиль дна русла по тальвегу в пределах русловой съемки;

-      расчет и построение гидравлической кривой Q = f(H);

-      лабораторные работы - определение гранулометрического состава проб донных отложений, сокращенный химический анализ воды, определение количества взвешенных наносов;

-      расчет взаимодействия потока и донных отложений, характеристика дна в районе производства обследования;

-      определение типа руслового процесса, его тенденции и интенсивности.

-      разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;

-      анализ данных внутритрубной диагностики в соответствии с «Методикой определения гарантийного срока эксплуатации подводных переходов нефтепроводов», приложение 10;

-      расчет гарантийного срока эксплуатации подводного перехода;

-      составление технического отчета.

4.7. Обследование технического состояния воздушных переходов трубопроводов через искусственные и естественные преграды выполняется для балочных, висячих и арочных переходов.

Нивелировка воздушных переходов должна производиться ежегодно.

Обследование воздушных переходов должны выполнять специализированные организации, имеющие лицензию на проведение работ по обследованию. Методика проведения обследования воздушных переходов должна быть согласована с Госгортехнадзором России. Периодичность проведения обследования: для переходов со сроком эксплуатации до 20 лет - 1 раз в 3 года более 20 лет - 1 раз в 2 года.

4.7.1. При проведении нивелировки воздушных переходов выполняются следующие виды работ

-      нивелировка конструкций переходов, определение действительных основных геометрических размеров переходов, L - длины пролета перехода, f - стрелы прогиба трубопровода, рис. 3;

-      определение технического состояния береговых участков, берегоукрепления, информационных знаков, реперов и маркерных пунктов.

Виды и объемы работ, выполняемые при нивелировке воздушных переходов МН приведены в табл. 6г.

4.7.2. При обследовании воздушных переходов выполняются:

-      технический контроль надземной части трубопровода, несущих конструкций, опор;

-      определение планово-высотного положения трубопровода с привязкой к пикетажу;

-      нивелировка конструкций перехода;

-      определение технического состояния береговых участков, берегоукрепления, информационных знаков, реперов и маркерных пунктов.

Виды и объемы работ, выполняемые при обследовании воздушных переходов МН приведены в табл. 6д.

4.7.3. Границы проведения обследования воздушных переходов:

-      полоса шириной 50 м (по 25 м от оси нитки в обе стороны);

-      длина полосы обследования - в границах перехода (длина надземной части и участки подземной части по 50 м от мест выхода трубопровода из земли).

4.7.4. Схемы воздушных переходов и основные контролируемые геометрические параметры приведены на рис. 3.

4.7.5. Контролируемые точки и допускаемые отклонения действительных положений элементов конструкций воздушных переходов от значений, зафиксированных в исполнительной документации указываются в каждом проекте индивидуально.

4.7.6. Камеральные работы

-      сбор и анализ имеющихся материалов обследований прошлых лет;

-      составление топографического плана;

-      составление профиля перехода магистрального нефтепровода, нанесение на него координат береговых маркеров, дефектов ДПР и ПОР, выявленных внутритрубной диагностикой;

-      анализ данных внутритрубной диагностики и нивелировки, расчет и анализ напряженного состояния трубопровода;

-      анализ данных обследования несущих конструкций; расчет и анализ их напряженного состояния;

-      разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;

-      расчет гарантийного срока эксплуатации воздушного перехода магистрального нефтепровода через водную преграду;

-      составление технического отчета.

Рис. 3. Схемы воздушных переходов.

Основные контролируемые геометрические параметры:

а - балочный переход; б - арочный переход; в - подвесной (вантовый) переход; L - длина пролета; f - стрела прогиба

Таблица 6г

Порядок и объемы выполнения работ при проведении нивелировки воздушных переходов

Таблица 6д

Порядок и объемы выполнения работ при проведении обследования воздушных переходов

4.8. Отчетность по результатам обследования ПМН

По результатам обследования ППМН составляется следующая отчетная документация:

4.8.1. Первичная документация - Акты на выполненные работы при обследовании ПМН (Приложение 11).

4.8.2. Окончательный документ - Технический отчет по обследованию ПМН с приложениями (в бумажном и электронном виде).

4.8.3. Документация представляется в сроки, указаны в табл. 7

Таблица 7

Сроки предоставления документации (рабочих дней)

4.9. Требования к оформлению технического отчета по результатам обследования переходов МН через водные преграды.

4.9.1. Технический отчет составляется организацией, проводившей обследование.

4.9.2. Технический отчет должен состоять из текстовой и графической частей (картографические материалы, профили, фотографии).

Текстовая часть должна содержать:

-      место расположения ПМН, название водоема, дату проведения и объем выполненных работ по обследованию;

-      наименование организации, выполнившей обследование ПМН, фамилии и должности исполнителей;

-      перечень нормативных документов, на основании которых проводилось обследование ПМН;

-      перечень используемого оборудования, приборов и инструмента;

-      краткую техническую характеристику ПМН, данные о проведенных ремонтных работах, данные 3-х предыдущих обследованиях;

-      расчет и прогноз планово-высотных деформаций водотока (для полного обследования);

-      анализ данных внутритрубной диагностики и нивелировки, расчет и анализ напряженного состояния трубопровода (для воздушного перехода);

-      анализ данных обследования несущих конструкций; расчет и анализ их напряженного состояния (для воздушного перехода);

-      заключение о гарантийном сроке эксплуатации нефтепровода (при полном обследовании), назначенном в соответствии с Методикой определения гарантийного срока эксплуатации (приложение 10) оформляется по форме, приведенной в разделе 5 Паспорта ПМН (для полного обследования);

-      срок следующего обследования согласно Регламенту или обоснованные рекомендации по проведению внеочередного обследования (для полного обследования);

-      рекомендации по выполнению ремонтных работ.

Графическая часть должна содержать:

-      топографический план перехода;

-      профиль с нанесенными на него оголениями, провисами и участками с недостаточным заглублением трубопровода с указанием координат в системе координат перехода;

-      нанесенные на профиль результаты внутритрубной инспекции - дефекты ДПР, ПОР с указанием координат в системе координат перехода;

-      графические материалы по гидрологическим изысканиям;

-      фотоматериалы, видеоматериалы.

4.9.3. Формат текстовых данных в отчете - Word (.doc), графических - AutoCAD (.dwg 3-х мерный). Образцы оформления графических материалов технического отчета и требования приведены в приложениях 14, 12. Образец оформления плана подводного перехода (русловая и топографическая съемка) приведен в разделе 2.9 Паспорта ППМН. Образец оформления профиля подводного перехода приведен в разделе 2.10 Паспорта ППМН.

4.9.4. Графическая часть технического отчета (топографический и гидрографический планы, профиль) должна быть оформлена в соответствии с требованиями СНиП 11-02-96 и СП 11-104-97.

4.9.5. Технический отчет оформляется в бумажном и электронном виде, в трех экземплярах, подписывается исполнителями и принимается руководителем эксплуатирующей организации.

4.9.6. Результаты обследования эксплуатирующихся подводных и воздушных ПМН заносятся в Паспорт ПМН, приложение 1.

4.10. Продолжительность выполнения обследования ППМН зависит от ширины водной преграды в межень, от категории обследования, объемов работ, и приведена в табл. 8.

Таблица 8

Продолжительность выполнения обследования ППМН (рабочих дней)

Примечания:

1. Время работ увеличивается на 15 % на каждую дополнительно обследуемую нитку, увеличивается на 15 % при выполнении гидрологических работ.

2. При выполнении работ в пределах запорной арматуры для полного обследования, время работ увеличивается из расчета 2 дня на 1 км трассы магистрального нефтепровода.

5. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

5.1. При исправном техническом состоянии основной и резервной ниток ПМН резервная нитка должна быть отключена. Задвижки на отключенной нитке ПМН должны быть закрыты, давление снижено до статического. Нормальное положение линейных задвижек (рис. 4) при работе основной нитки перехода:

-      задвижки 1, 2 - открыты;

-      задвижки 3-12 - закрыты.

5.2. Должны быть разработаны нормативные показатели величин давления в отсеченных нитках переходов, таблицы с указанием положений затворов задвижек линейной части и КППСОД.

5.3. На отсеченных нитках, КППСОД и замкнутых объемах между задвижками 5-6-9 и 7-8-10 (рис. 4) должны быть приняты меры для предотвращения повышения давления от температурного расширения нефти и негерметичности задвижек в соответствии с разделом 10 настоящего Регламента.

5.4. С целью сохранения пропускной способности нефтепроводов, снижения затрат на перекачку нефти и снижения рабочего давления в нефтепроводе допускается эксплуатация протяженных технически исправных резервных ниток переходов МН через водные преграды по согласованию с ОАО «АК «Транснефть» и соответствующем экономическом обосновании.

5.5. Каждые 2 часа оператор ЛПДС (диспетчер РДП) проверяет по показаниям телемеханики состояние оборудования ПМН, положение береговых задвижек, давление в работающих и отключенных трубопроводах и сравнивает их с нормативными показателями. В случае отклонения от нормального режима работы или состояния оборудования должны быть установлены причины отклонений от нормативных показателей и приняты меры по приведению их в соответствие.

Рис. 4. Схема размещения КППСОД

5.6. Очистка внутренних полостей основной и резервных ниток ПМН проводится на основании годовых планов по очистке МН. Периодичность очистки устанавливается в соответствии с «Регламентом планирования работ по проведению очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» специальными очистными устройствами (скребками)»:

-      не реже 1 раза в квартал - при вязкости перекачиваемой нефти до 30 сСт, работе нефтепровода со скоростью перекачки более 1,5 м/с;

-      не реже 2 раз в квартал - при вязкости перекачиваемой нефти от 30 до 50 сСт, работе нефтепровода со скоростью перекачки менее 1,5 м/с;

-      не реже 3 раз в квартал - при вязкости перекачиваемой нефти более 50 сСт.

5.7. В случае отсутствия КППСОД на резервных нитках перехода проводится их промывка на основании разработанных годовых планов не реже одного раза в квартал. Если эксплуатация трубопровода ведется при скоростях потока нефти ниже 1,5 м/сек., то промывка резервной нитки производится не реже 2-х раз в квартал.

5.8. Промывка резервных ниток перехода производится поочередным закрытием задвижек на обеих сторонах перехода, с поочередным направлением потока нефти по каждой нитке перехода на время, которое необходимо для прокачки нефти в количестве не менее 3-х объемов внутренней полости нитки в границах ППМН.

5.9. Промывку необходимо производить при скоростях потока нефти не менее 1,5 м/с по утвержденным режимам. При недостаточных объемах прокачки скорость промывки не менее 1,5 м/с обеспечивается путем накопления необходимых ресурсов в резервуарных парках.

5.10. При отсутствии необходимых резервов нефти для создания скорости промывки 1,5 м/с очистка внутренней полости трубопровода на подводных переходах осуществляется с помощью гелевых разделителей не реже двух раз в год.

При этом гелевые разделители могут быть образованы как непосредственно на переходе, так и в камерах пуска СОД на НПС, в зависимости от эффективного расстояния очистки в соответствии с технологией их создания.

6. ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ ПМН

6.1. Подводные переходы должны быть оборудованы системами обнаружения утечек, переходы типа «труба в трубе» и построенные методом микротоннелирования должны быть оборудованы системами контроля давления в межтрубном пространстве.

6.2. Подводные переходы должны быть оборудованы резервными нитками в соответствии со СНиП 2.05.06-85*, в том числе все переходы построенные методами ННБ и МТ через водные преграды шириной по зеркалу более 75 м в межень.

6.3. Резервные нитки ППМН должны быть оборудованы камерами пуска-приема средств очистки и диагностики.

6.4. ППМН через судоходные реки и реки шириной по зеркалу воды более 500 м должны иметь блокпост обходчика, оборудованный телефонной или радиосвязью для обеспечения круглосуточной связи обходчика с оператором НПС. Для сообщения оператору НПС данных о давлении в основной и резервной нитках, обнаружении выхода нефти и другой срочной информации во время обхода трассы обходчик должен быть обеспечен средствами носимой радиосвязи.

6.5. Подводные переходы через судоходные и сплавные водные пути должны быть оборудованы освещенными в темное время суток информационными знаками ограждения охранной зоны ППМН по ГОСТ 26600-98 «Знаки и огни навигационные внутренних водных путей».

6.6. ППМН должны быть оборудованы постоянными геодезическими знаками (реперами) свайного типа, либо винтовыми, которые закладываются ниже глубины промерзания грунта для предотвращения морозного выпучивания. Наружное оформление знаков выполняется согласно «Инструкции по топографической съемке в масштабах 1:5000, 1:2000, 1:1000, 1:500» ГКИНП-02-033-79. Стационарные реперы устанавливаются в зависимости от количества ниток на переходе:

-      однониточный переход - 2 репера на одном берегу при ширине зеркала воды в межень до 50 м;

-      однониточный переход - 3 репера при ширине зеркала воды в межень до 300 м;

-      многониточный переход или однониточный переход с шириной зеркала воды в межень 300 м и более - 4 репера (по 2 на каждый берег).

Стационарные створные знаки устанавливаются на оси каждой нитки, не менее 1 знака на каждом берегу.

6.7. Задвижки, установленные на ПМН, должны быть электрифицированы, телемеханизированы и находиться в режиме телеуправления. Энергоснабжение задвижек должно осуществляться от двух независимых источников. Не должно быть перерывов в электроснабжении береговых задвижек, предназначенных для перекрытия основной и резервных ниток ПМН. Перерывы в электроснабжении береговых задвижек считаются аварийной ситуацией, и ОАО МН должны немедленно приняты меры по восстановлению электроснабжения.

6.8. Задвижки должны иметь технологический номер, указатели положения затвора, ограждение, предупреждающие аншлаги. Шток задвижки должен быть закрыт съемным колпаком, сальниковая камера закрыта, на штурвале должны быть указаны направления вращения «открыто», «закрыто».

6.9. Береговые задвижки должны обеспечивать герметичность отключенного участка подводного перехода.

6.10. Для освобождения ППМН от нефти в аварийной ситуации путем замещения водой с пропуском разделителя узлы береговых задвижек основной и резервных ниток ППМН должны быть оборудованы вантузами Ду не менее 150 мм по обе стороны каждой секущей задвижки для однониточных переходов, и только со стороны реки - для переходов, имеющих в пределах технического коридора более одной нитки. Схемы расположения вантузов приведены в приложении 15.

6.11. Камеры пуска-приема СОД должны быть оборудованы устройствами, предотвращающими открытие затворов камер при наличии в них давления, а также акустическими датчиками обнаружения утечек, подключенными к системе телемеханики.

6.12. В колодцах отбора давления должны быть установлены уровнемеры, подключенные к системе телемеханики.

6.13. Должны быть приняты меры для предотвращения несанкционированного доступа посторонних лиц к запорной арматуре, вантузам, манометрическим узлам и другому оборудованию подводного перехода. Ограждения узлов задвижек и КППСОД должны быть оборудованы сигнализацией, которая выводит на пульт оператора НПС, ЛПДС информацию о несанкционированном доступе на охраняемую территорию.

6.14. Приводы задвижек, лебедки на площадках КППСОД, затворы КППСОД, сигнализаторы прохождения СОД, отдельно расположенные вантузы, узлы отбора давления и другое оборудование, установленное на открытом воздухе, должны быть закрыты защитными кожухами с замками (колодцами) или оборудованы специальными блокираторами.

6.15. Ключи от замков защитных сооружений и колодцев должны храниться у обходчика и в линейной эксплуатационной службе НПС (ЛПДС).

6.16. Площадки КППСОД и узлов задвижек, колодцы вантузов, узлов отбора давления должны быть обустроены ограждением высотой не менее 2 м. Ограждение должно выполняться по проекту. На ограждении должны быть установлены предупреждающие знаки (приложение 16).

6.17. Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики основной и резервной ниток должны проектироваться и устанавливаться на отметках рельефа местности и на расстоянии от водоема, которые обеспечивают исключение попадания нефти в водоем при возможных аварийных утечках из КППСОД. Расстояние от уреза воды до КППСОД во всех случаях должно быть не менее 1 км. Схема размещения КППСОД на резервной нитке приведена на рис. 4.

Трубопровод от резервной нитки до КППСОД должен проектироваться и прокладываться параллельно основному трубопроводу на расстоянии в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, п.п. 3.18 и 3.19 и соответствовать категории «В».

КППСОД и задвижки во всех случаях должны при проектировании и строительстве размещаться:

-      на отметках не ниже отметок ГВВ 10 %-й обеспеченности и выше отметок ледохода;

-      на берегах горных рек - на отметках не ниже отметок ГВВ 2 %-й обеспеченности;

-      вне пределов водоохранной зоны.

КППСОД по основной и резервной ниткам должны иметь обвалование (приложение 25) для локализации аварийного разлива нефти.

Требования к обвалованию КППСОД:

-      высота обвалования - 1,5 м;

-      внутренние откосы обвалования должны быть укреплены противофильтрационным экраном;

-      конструкция обвалования КППСОД должна обеспечивать подъезд автотранспортной техники к камере пуска-приема, запасовку СОД;

-      внутри обвалования КППСОД должен быть установлен колодец с датчиком уровня, сигнал от датчика должен поступать на пульт диспетчера при подъеме уровня воды или нефти на 0,2 м выше отметки поверхности земли;

-      обвалование должно быть оборудовано устройством для спуска воды с дренажной задвижкой, нормальное положение которой - закрытое;

-      задвижки 1, 2, 3, 4, 6, 7 должны иметь обвалование (приложение 25).

Требования к обвалованию задвижек:

-      высота обвалования - 0,7 м;

-      внутренние откосы обвалования должны быть укреплены противофильтрационным экраном;

-      расстояние от оси задвижек до подошвы обвалования 1,5-2 м;

-      обвалование должно быть оборудовано устройством для спуска воды с дренажной задвижкой, нормальное положение которой - закрытое.

6.18. Колодцы арматуры и средств контроля должны быть герметичны. Конструкция колодцев должна исключать проникновение в них атмосферных осадков и грунтовых вод, обеспечивать защиту от подтопления для колодцев, установленных внутри обвалования.

6.19. Узлы задвижек и КППСОД должны быть оборудованы освещением в соответствии с проектом.

6.20. Для проведения работ по внутритрубной диагностике на границах ПМН и границах русловой части должны устанавливаться маркерные пункты (приложение 17).

6.21. Переходы, построенные методом микротоннелирования должны быть оборудованы средствами контроля давления в межтрубном пространстве. Контроль давления в межтрубном пространстве должен осуществляться показывающими манометрами и преобразователями давления, имеющими выход на каналы системы телемеханики.

6.22. Информация о давлении в межтрубном пространстве должна поступать на диспетчерский пульт.

6.23. Оборудование устройств поддержания и контроля давления в межтрубном пространстве должно быть доступным для обслуживания персоналом и защищено от повреждения посторонними лицами. Приборы должны быть ограждены, обозначены, пронумерованы, находиться в закрытых колодцах с обеспечением защиты от несанкционированного доступа.

6.24. Требования к оборудованию воздушных переходов через водные преграды те же, что к оборудованию ППМН, кроме того:

-      на трубопроводе и опорах воздушного перехода должны быть установлены реперы для выполнения геодезического контроля положения элементов конструкции;

-      склоны оврагов и берега водных преград в местах установки береговых опор должны быть оборудованы гасителями скорости потока (водобойные колодцы, ступенчатые перепады, растительный покров);

-      русловые опоры балочных переходов должны иметь ледорезы в соответствии с проектом.

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

7.1. Техническое обслуживание береговых участков переходов МН через водные преграды.

7.1.1. На береговых участках переходов должно быть обеспечено отсутствие древесной поросли в полосе шириной не менее 3 м от оси трубопровода.

7.1.2. Проверка технического состояния информационных и геодезических знаков на подводных переходах через судоходные реки должна производиться - не реже 1 раза в квартал.

7.2. Техническое обслуживание береговой запорной арматуры производится в соответствии с разделом 5 РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций». Кроме того:

-      один раз в квартал должна производиться проверка всех задвижек перехода (основной и резервных ниток) на полное закрытие и открытие с регулировкой (при необходимости) концевых выключателей и контроль герметичности с составлением акта на каждую проверенную задвижку (приложения 18 и 19) и отметкой в Паспорте ППМН (приложение 1, табл. 29, 30) и формуляре запорной арматуры. Акт утверждается главным инженером РНУ и предоставляется в ОАО МН в течение пяти суток после проверки задвижки;

-      проверка всех задвижек перехода (основной и резервных ниток) на полное закрытие и открытие выполняется в режиме ТУ и в режиме местного управления.

7.3. Обслуживание и контроль герметичности береговых задвижек производится в соответствии с РД 153-39ТН-008-96.

7.4. Контроль герметичности береговых задвижек производится по изменению давления в отсеченном участке не менее 6 часов и акустическим течеискателем при перепаде давления на закрытых задвижках 1-2 МПа. Избыточное давление в отсеченной нитке в начале измерения должно быть не ниже 0,1 МПа. Увеличение (рост) давления в отсеченном участке и наличие акустического шума в задвижке характеризует негерметичность задвижки.

7.5. В случае выявления негерметичности береговой задвижки, должны быть приняты меры по восстановлению ее герметичности путем создания перепада давления для промывки внутренней полости посадочного места клина. Промывка внутренней полости шиберной задвижки осуществляется в соответствии с инструкцией по эксплуатации и паспортом. Промывка проводится в срок не позднее трех суток со дня обнаружения негерметичности с последующей проверкой в соответствии с п. 7.4. При недостижении герметичности АО МН разрабатывает план-график замены задвижки и в срок 10 суток со дня повторной проверки предоставляет его в АК «Транснефть».

7.6. На воздушных переходах еженедельно должен производиться визуальный осмотр надземной части трубопровода, береговых и промежуточных опор, металлоконструкций, мачт, тросов, вант. Проверяется состояние антикоррозионного покрытия трубопроводов и несущих конструкций, состояние берегоукрепительных сооружений, водоотливных канав, гасителей скорости потока в местах установки береговых опор, изоляционного покрытия в местах выхода трубопровода из земли - на отсутствие разрушений и повреждений.

7.7. Осмотр КППСОД, узлов задвижек перехода должен производиться ежедневно.

7.8. У обходчика должны находиться все ключи от колодцев, ПКУ, КТП, установок ЭХЗ, ограждений и приводов задвижек, КППСОД и т.д.

7.9. Обходчик ежедневно должен контролировать давления на ПМН на соответствие установленному технологическому режиму, осматривать береговые участки ППМН и воздушных переходов, берегоукрепительные сооружения, узлы отбора давления, вантузы, колодцы, узлы задвижек и КППСОД, сигнализаторы прохождения СОД, отсутствие скопления воды в обвалованном пространстве и в колодцах. Спуск воды из обвалований КППСОД и обвалований задвижек осуществляется путем открытия дренажной задвижки с обеспечением на месте постоянного, на время выпуска воды, дежурства и контроля работниками ЛЭС. Оставлять задвижку в открытом состоянии без непрерывного контроля запрещается.

7.10. В операторную по радио или телефонной связи обходчик должен передавать:

-      ежедневно - информацию о выходе на обход и завершении обхода, о давлении в основной и резервной нитках для сверки оператором НПС фактических давлений с давлением, определенным технологическим режимом, о техническом состоянии оборудования перехода в соответствии с технологической картой, инструкцией (узлы задвижек, камеры пуска-приема, узлы отбора давления, береговые участки, стационарные боновые заграждения, опоры и металлоконструкции воздушных переходов);

-      немедленно - информацию об обнаружении выхода нефти, течи сальников задвижек, уплотнений камер пуска-приема, затоплении защитных сооружений (обвалований) и др.

7.11. Производственная инструкция обходчика, содержащая технические и эксплуатационные параметры перехода, описание, объём и периодичность работ по обслуживанию ПМН, разрабатывается в службе эксплуатации РНУ (УМН) на основе нормативных документов и настоящего Регламента с учетом условий эксплуатации конкретного перехода.

7.12. Результаты промывки, очистки ниток перехода, проверки береговых задвижек на герметичность и полное закрытие-открытие, работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений перехода заносятся в соответствующие разделы Паспорта ППМН, составляются акты.

7.13. Для обозначения положения колодцев, вантузов и отборов давления в зимнее время рядом с ними должны быть установлены указатели и вешки высотой не менее 2,5 м от поверхности земли, приложение 16.

7.14. Эксплуатация и обслуживание электрооборудования перехода должны осуществляться в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок», «Правил эксплуатации электроустановок потребителей», «Межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации электроустановок» и эксплуатационной документации.

7.15. Техническое обслуживание приборов контроля состояния среды в межтрубном пространстве должно проводиться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей специалистами службы ВЛ и ЭХЗ. Проверка технического состояния приборов должна производиться специалистами службы ВЛ и ЭХЗ не реже 1 раза в квартал. Результаты проверки, данные по техобслуживанию, ремонту, замене приборов должны заноситься в соответствующие разделы «Паспорта ППМН», составляться акты.

7.16. Состояние колодцев для размещения систем контроля состояния среды в межтрубном пространстве на отсутствие подтопления их грунтовыми или паводковыми водами должно проверяться не реже 1 раза в месяц. По результатам проверки делается запись в «Журнале осмотра подводного перехода».

7.17. Стальной кожух перехода выполненного методом МТ и «труба в трубе» не должен иметь электрического контакта с рабочим трубопроводом. Возможность контроля отсутствия контакта должна быть обеспечена конструкцией перехода.

7.18. Обследование с проверкой отсутствия электрического контакта рабочего трубопровода с защитным кожухом проводится не реже 2 раз в год.

7.19. Перечень работ по подготовке перехода к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку приведен в п.п. 5, 6 табл. 9.

Таблица 9

Работы по эксплуатации и техническому обслуживанию подводных (воздушных) переходов

7.20. Периодичность осмотра переходов МН через водные преграды должностными лицами ОАО МН должна быть не реже, чем:

-      Начальник РНУ (УМН), начальник УПТР - ежегодно.

-      Главный инженер РНУ (УМН) - 2 раза в год.

-      Начальник ОЭ РНУ (УМН), начальник НПС, представитель службы ВЛ и ЭХЗ - ежеквартально.

-      Начальник ЛЭС - ежемесячно.

-      Обходчик - ежедневно.

7.21. Дополнительный (внеочередной) осмотр должен производиться после стихийных бедствий (ураган, землетрясение и т.д.) и техногенных катастроф в районе ПМН.

7.22. Периодичность технического обслуживания запорной арматуры указана в табл. 10.

Таблица 10

Периодичность технического обслуживания запорной арматуры

7.23. Типовой объём работ по техническому обслуживанию арматуры.

В объёме ТО производятся следующие работы:

1.     Чистка наружных поверхностей, площадок обслуживания;

2.     Визуальная проверка состояния всех частей, включая электропривод, проверка наличия смазки в редукторе и подшипниках, её замена;

3.     Проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок;

4.     Проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

5.     Проверка срабатывания муфты предельного момента;

6.     Проверка герметичности фланцевых соединений и сальникового уплотнения и при необходимости обтяжка болтов и гаек.

8. ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ И АНАЛИЗ ЕЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

8.1. Внутритрубная диагностика вновь построенных переходов и участков в границах перехода после реконструкции и капитального ремонта должна осуществляться в сроки:

-      профилеметрия, - после укладки дюкера и засыпки до ввода ПМН в эксплуатацию;

-      магнитная дефектоскопия MFL, ультразвуковая дефектоскопия WM и CD - не более 3-х лет со дня ввода ПМН в эксплуатацию;

-      при выявлении на ПМН дефектов ПОР должны быть приняты меры в соответствии с п. 8.5 настоящего регламента.

8.2. При составлении годового плана диагностических работ ОАО МН должны предусматривать и направлять заявки в ОАО ЦТД «Диаскан» на первоочередное обследование всеми типами внутритрубных инспекционных приборов (профилеметрия, ультразвуковая дефектоскопия WM, магнитная дефектоскопия MFL, ультразвуковая дефектоскопия CD) резервных ниток переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды и участков МН, имеющих переходы через водные преграды в соответствии с «Методикой оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов» введенной в действие приказом № 27 от 20.03.02 г. В исходных данных по участку МН, представляемых ОАО МН в ОАО ЦТД «Диаскан» перед проведением работ по внутритрубной диагностике, должны быть перечислены все имеющиеся на участке переходы МН через водные преграды с соответствующими точками-ориентирами. Для проведения работ по внутритрубной диагностике на границах переходов и границах русловой части должны устанавливаться маркерные пункты, закрепленные знаками на местности и привязанные к пунктам постоянного закрепления переходов (реперам), приложение 17.

8.3. В технических отчетах по результатам внутритрубной диагностики перечень дефектов на переходах подлежащих ремонту (ДПР), в том числе первоочередного ремонта (ПОР), должен быть представлен отдельным разделом.

8.4. При выявлении на переходах дефектов ПОР, главный инженер ОАО МН должен в течение суток после получения технического отчета по результатам внутритрубной диагностики принять меры по выводу дефектного участка из эксплуатации, а при невозможности вывода ППМН из эксплуатации - меры по обеспечению безопасной эксплуатации перехода:

8.4.1. Снижение максимального рабочего давления в нефтепроводе в соответствии с «Отчетом по результатам расчета на прочность труб с дефектами, обнаруженными ВИП», переутверждение технологической карты нефтепровода.

8.4.2. Эксплуатация участка нефтепровода на технологических режимах, обеспечивающих минимальное проходящее давление на переходе через водную преграду.

8.4.3. Пересмотр плана инспекции магистральных нефтепроводов на текущий год, предусматривающий дополнительное внутритрубное обследование дефектного участка различными типами приборов. Пересмотр плана проведения дополнительного дефектоскопического контроля и плана устранения дефектов на текущий год, предусматривающий первоочередной ДДК и устранение дефектов ПОР на переходах через водные преграды.

8.5. Отдел эксплуатации ОАО МН после получения технического отчета по результатам внутритрубной диагностики:

-      в течение суток разрабатывает «Мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды, имеющих выявленные по результатам внутритрубной диагностики дефекты первоочередного ремонта, на период до устранения указанных дефектов», которые утверждаются главным инженером ОАО МН и представляются в ОАО «АК «Транснефть»;

-      организует определение в течение 5 дней на местности местоположения дефектов ПОР на переходах через водные преграды;

-      в течение 10 дней формирует «Дополнение к плану ремонта и реконструкции подводных переходов МН» на текущий год, которое подписывается главным инженером ОАО МН и представляется на утверждение в ОАО «АК «Транснефть»;

-      в течение 10 дней разрабатывает «План-график ремонта ППМН с дефектами ПОР», который утверждается главным инженером ОАО МН и представляется в ОАО «АК «Транснефть».

8.6. При обнаружении дефектов ПОР на переходе и невозможности их устранения в 3-х месячный срок с момента получения отчета по результатам внутритрубной диагностики, проводятся работы в следующем порядке:

8.6.1. В течение одного месяца после выявления дефекта ПОР должно быть проведено дополнительное обследование участка по результатам которого уточняются характеристики дефекта. Дефекты, требующие уточнения и дополнительного пропуска ВИП, приведены в табл. 11.

Таблица 11

Дефекты, требующие уточнения и дополнительного пропуска ВИП

Принятые сокращения:

К - профилемер «Калипер»,

WM - ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан WM»,

MFL - магнитный дефектоскоп MFL,

CD - ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан CD».

8.6.2. По результатам первичного и дополнительного обследований определяется наиболее критичный параметр дефекта (глубина, наличие доп. дефекта, примыкание к шву и т.п.) и, исходя из этого, определяется тип ВИП для проведения дальнейшего мониторинга. Для недопустимых конструктивных элементов и временных методов ремонта мониторинг не проводится.

8.6.3. Срок первого обследования в рамках мониторинга - через 3 месяца после дополнительного обследования. Периодичность проведения дальнейшего мониторинга дефектов устанавливается по результатам предыдущих обследований. Мониторинг проводится до устранения дефекта.

8.7. При обнаружении дефектов ДПР на ППМН проводятся работы в следующем порядке:

8.7.1. В течение недели с момента получения ОАО МН отчета по результатам внутритрубной диагностики сведения о дефектах должны быть внесены в Паспорт ППМН и в «Сведения о наличии и техническом состоянии подводных переходов ОАО МН».

8.7.2. В течение месяца с момента получения ОАО МН отчета по результатам внутритрубной диагностики должны быть внесены изменения в перспективные планы ремонта переходов МН через водные преграды с учетом выявленных дефектов ДПР.

8.8. ОАО МН представляет в ОАО «АК «Транснефть» следующую отчетность о ходе выполнения плана ремонта и реконструкции ППМН, устранению выявленных по результатам ВТД дефектов:

8.8.1. Еженедельный (в четверг до 14⁰⁰ московского времени) «Отчет о выполнении плана-графика ремонта ППМН с дефектами ПОР».

8.8.2. Ежемесячный (до 03 числа следующего за отчетным месяца) «Отчет о выполнении плана ремонта и реконструкции ППМН».

8.9. Изменение классификации дефектов на ППМН осуществляется:

-      ОАО «АК «Транснефть» при несовпадении параметров дефекта по данным дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК), выявлении ОАО МН дефектов ПОР не указанных в отчете по диагностике;

-      ОАО «ЦТД «Диаскан» при проведении повторных диагностических обследований, изменении инструкций ОАО «ЦТД «Диаскан» по интерпретации дефектов.

8.9.1. При несовпадении результатов ДДК с данными диагностического обследования, которое приводит к изменению его классификации, ОАО МН в срок 2 дня с момента проведения первичного ДДК направляет в ОАО ЦТД «Диаскан» запрос о пересмотре классификации дефекта, подписанный главным инженером ОАО МН с приложением акта ДДК. В запросе указывается планируемая дата проведения совместного ДДК дефекта.

8.9.2. Первичный ДДК дефектов, расположенных в русловой части перехода, а также повторный ДДК дефектов расположенных в пойменной части, проводится комиссией в составе представителя ОАО МН и ОАО «ЦТД «Диаскан». ДДК проводится в течение 10 дней со дня обнаружения несоответствия.

На основании результатов проведения совместного ДДК, ОАО МН и ОАО «ЦТД «Диаскан» оформляется комиссионный акт ДДК и заключение об изменении или не изменении классификации дефекта.

ОАО МН в течение 2 дней после проведения совместного обследования дефекта направляет заключение с приложением комиссионного акта ДДК на рассмотрение в ОАО «АК «Транснефть».

ОАО «АК «Транснефть» в течение 5 дней рассматривает представленные материалы и направляет в ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» решение по классификации дефекта.

ОАО ЦТД «Диаскан», в течение 2-х дней после получения решения об изменении классификации дефекта, оформляет и направляет в ОАО МН изменение к отчету по диагностике.

8.9.3. При изменении классификации дефектов по данным повторных диагностических обследований, в техническом отчете приводится список этих дефектов с указанием изменений.

Изменение инструкций ОАО «ЦТД «Диаскан» по интерпретации дефектов выполняется на основании тестовых пропусков ВИП на полигоне или при наличии достаточных данных проведения совместных с ОАО МН ДДК дефектов на реальных трубопроводах. Основанием для внесения изменений является отчет по результатам испытаний на полигоне, или отчет по результатам анализа ДДК дефектов, согласованный с ОАО «АК «Транснефть».

Изменение классификации дефектов ранее выпущенных отчетов по результатам изменения инструкций по интерпретации осуществляется путем направления в ОАО МН дополнений к техническим отчетам по диагностике, утверждаемых руководством ОАО ЦТД «Диаскан». Типы ВИП для проведения дополнительного обследования переходов с дефектами ПОР.

9. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ, ИМЕЮЩИХ ВЫЯВЛЕННЫЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ ДЕФЕКТЫ ПЕРВООЧЕРЕДНОГО РЕМОНТА

9.1. Нитки переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды, имеющие выявленные по результатам внутритрубной диагностики дефекты первоочередного ремонта, должны быть немедленно выведены из эксплуатации.

9.2. Линейные задвижки на выведенной из эксплуатации нитке перехода должны быть закрыты, обтянуты и обесточены, давление в отключенном участке снижено до статического, должен быть обеспечен контроль отсутствия избыточного давления средствами телемеханики, текущие осмотры и обслуживание должны производиться в полном объеме, как на действующем нефтепроводе.

9.3. При невозможности вывода из эксплуатации перехода МН через водную преграду, имеющего дефекты первоочередного ремонта, должны быть приняты меры по обеспечению его безопасной эксплуатации на период до устранения указанных дефектов.

9.4. Мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации перехода МН через водную преграду, имеющего дефекты первоочередного ремонта, должны включать:

9.4.1. Снижение максимального рабочего давления в нефтепроводе до величины не превышающей указанную в «Отчете по результатам расчета на прочность труб с дефектами, обнаруженными ВИП», переутверждение технологической карты нефтепровода и карты уставок защит.

9.4.2. Пересмотр технологических режимов работы нефтепровода с обеспечением его эксплуатации на технологических режимах, обеспечивающих минимальное проходящее давление на переходе МН через водную преграду.

9.4.3. Пересмотр плана инспекции магистральных нефтепроводов на текущий год, предусматривающий дополнительное внутритрубное обследование дефектного участка различными типами приборов.

9.4.4. Пересмотр плана проведения дополнительного дефектоскопического контроля и плана устранения дефектов на текущий год, предусматривающий первоочередной ДДК, и устранение дефектов ПОР на переходах через водные преграды.

9.4.5. Ремонт дефектов ПОР временными методами ремонта.

10. ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОТКЛЮЧЕННЫХ РЕЗЕРВНЫХ НИТОК ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

Эксплуатация резервных ниток ППМН ведется в соответствии с разделом 5 настоящего регламента.

Безопасность эксплуатации отключенных резервных ниток обеспечивает комплекс мероприятий:

-      проверка герметичности секущих задвижек резервной нитки;

-      отключение резервных ниток ППМН перекрытием секущих задвижек;

-      снижение давления в отключенной нитке до статического;

-      обеспечение и контроль отсутствия избыточного давления в отключенной нитке, отключенных КППСОД и корпусах закрытых задвижек;

-      периодическая очистка и промывка резервных ниток ППМН.

При выполнении работ по п.п. 10.1-10.3 должна быть обеспечена надежная двухсторонняя связь с диспетчером.

10.1. Технология проверки герметичности секущих задвижек.

Проверка внешней герметичности задвижек включает внешний осмотр с целью выявления утечек нефти через фланцевые и сальниковые уплотнения, а также через дефекты основного материала корпуса.

Герметичность затвора проверяется в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» при перепаде давления на задвижке 1-2 МПа и контроле постоянства давления в отключенном участке трубопровода. Избыточное давление в отсеченной нитке в начале измерения должно быть не ниже 0,1 МПа. Контроль утечки выполняется акусто-эмиссионными течеискателями. Рабочая среда - перекачиваемая нефть. Результаты проверки герметичности задвижек заносятся в Акт (приложение 19).

Негерметичные задвижки на подводных переходах подлежат замене или ремонту.

10.2. Технология отключения резервных ниток ППМН

-      перед отключением резервной нитки провести ее очистку или промывку в соответствии с п.п. 5.4-5.9, 10.5 настоящего Регламента;

-      отключение резервных ниток производится закрытием береговых задвижек на резервной нитке при полностью открытых задвижках на основной нитке;

-      провести проверку герметичности секущих задвижек резервной нитки в соответствии с п. 10.1 настоящего Регламента;

-      снизить давление в отключенной резервной нитке до статического.

10.3. Для безопасной эксплуатации отключенных резервных ниток на подводных переходах нефтепроводов необходимо обеспечить:

-      герметичность секущих задвижек;

-      снижение давления в отключенной резервной нитке до статического, контроль и поддержание статического давления. Давление в отключенных нитках не должно превышать статическое более чем на 0,2 МПа;

-      отсутствие оголений трубопроводов, приводящих к тепловому расширению нефти в отключенном трубопроводе;

-      контроль отсутствия избыточного давления в отключенных КППСОД и корпусах закрытых задвижек;

-      проведение в соответствии с планами периодической очистки или промывки отключенных резервных ниток ППМН.

11. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗРАБОТКЕ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ И ВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТ ПРИ РЕМОНТЕ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

11.1. Настоящие требования распространяются на следующие виды ремонтных работ на ПМН через водные преграды:

-      ремонт с заменой труб;

-      выборочный ремонт изоляции и дефектов;

-      засыпка, подбивка оголенных и провисающих участков трубопровода, доведение до нормативного состояния участков с недостаточной глубиной залегания;

-      берегоукрепительные и дноукрепительные работы.

11.2. Ремонтные работы на подводных переходах должны производиться только на основании разработанного проекта.

11.3. Проектирование должно производиться в соответствии с «Регламентом разработки проектно-сметной документации для строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов системы ОАО «АК «Транснефть».

11.4. Специализированная проектная организация, разрабатывающие проектно-сметную документацию и типовые проекты на ремонт подводных переходов магистральных нефтепроводов, должна иметь лицензию на выполнение этих видов работ.

11.5. Проектно-сметная документация на ремонт подводных переходов должна разрабатываться в соответствии с нормативными документами и действующим законодательством.

11.6. Проектом должно быть предусмотрено проведение обследования после выполнения ремонтных работ: полное - после замены или изменения положения трубы, частичное - после ремонтных работ, не связанных с заменой или изменением положения трубы.

11.7. Проектно-сметная документация и типовые проекты на ремонт подводных переходов подлежит:

-      регистрации в органах Госгортехнадзора РФ;

-      экологической экспертизе и экспертизе на выполнение требований промбезопасности;

-      согласованию с организациями-владельцами коммуникаций и сооружений, охранные зоны которых могут быть нарушены при производстве ремонта и другими заинтересованными организациями.

11.8. Ремонт должен выполняться в соответствии с проектом производства работ разработанным на основании проектно-сметной документации.

11.9. Выполнение ремонта в пойменной части перехода производится на основании типового проекта и, разработанного на его основе, проекта производства работ привязанного к местным условиям.

11.10. Проект производства работ должен разрабатываться специализированной подрядной организацией, выполняющей ремонтные работы, и согласовываться Заказчиком (ОАО МН).

11.11. Подрядная организация, разрабатывающая проект производства работ и выполняющая ремонтные работы на подводных переходах магистральных нефтепроводов должна иметь лицензии на выполнение данных видов работ, укомплектована необходимыми техническими средствами и квалифицированным персоналом.

11.12. Подрядная организация, выполняющая ремонтно-строительные работы на подводном переходе, производит необходимые при выполнении работ обследования. По результатам обследований оформляются акты на выполненные работы, которые прикладываются к исполнительной документации.

11.13. Контроль за соблюдением проектных решений и качеством производства ремонтных работ должен осуществляться в соответствии с «Регламентом авторского и технического надзора за строительством, техническим перевооружением и реконструкцией объектов ОАО МН».

11.14. Заказчик (ОАО МН) должен обеспечить технический надзор за качеством производства ремонтных работ.

11.15. Проектная организация, разработавшая проектно-сметную документацию, должна обеспечить авторский надзор за соблюдением проектных решений при производстве ремонтных работ.

11.16. По окончании производства ремонтных работ Подрядчик должен передать Заказчику (ОАО МН) исполнительную документацию на выполненные работы.

12. ТРЕБОВАНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

12.1. Все работы по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту подводных переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды должны выполняться в соответствии с требованиями природоохранного законодательства Российской Федерации и ее субъектов.

12.2. На переходах МН через водные преграды, как на опасных производственных объектах, должен проводиться производственный экологический контроль в соответствии с разделом X Федерального Закона Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды» и «Регламентом проведения производственного экологического контроля в процессе эксплуатации и производства работ в дочерних акционерных обществах ОАО «АК «Транснефть».

12.3. Подрядчики, работающие на переходах МН через водные преграды, должны иметь соответствующие лицензии на выполняемые ими виды работ и соблюдать требования по охране окружающей среды.

12.4. В разделе «Ликвидация аварий и их последствий на подводном переходе» Паспорта перехода МН через водную преграду должны содержаться:

-      оперативный план ликвидации возможных аварий на переходе;

-      выбор мест расстановки средств локализации и сбора нефти при аварии на ПМН;

-      маршруты следования аварийных бригад;

-      расчет объемов нефти, попадающей в реку при аварии на ПМН.

12.5. В ОАО МН и его структурных подразделениях должны быть разработаны и утверждены планы по ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН) на ПМН. Планы ЛАРН должны быть согласованы с органами исполнительной власти соответствующих субъектов Российской Федерации, местными экологическими организациями исполнительной власти, региональными службами по чрезвычайным ситуациям (РСЧС), территориальными органами Федерального горного и промышленного надзора России.

План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти на переходах магистральных нефтепроводов должен содержать разделы:

-      Описание и характеристика объекта и оценка обстановки при возможном максимальном разливе нефти.

-      Мероприятия по предупреждению аварийных разливов нефти, проводимые в повседневной деятельности и при угрозе разлива нефти.

-      Организация действий сил и средств при локализации аварийных разливов нефти.

-      Организация действий сил и средств при ликвидации аварийных разливов нефти.

-      Обеспечение действий органов управления, сил и средств.

-      Мероприятия по временному хранению и утилизации собранной нефти и отработанных расходных материалов.

-      Мероприятия по реабилитации территорий и объектов, загрязненных в результате аварийных разливов нефти.

12.6. Приложения к плану ликвидации аварийного разлива нефти на ПМН должны содержать:

-      Схема управления, связи и оповещения при аварийных разливах нефти.

-      Расчет необходимого и достаточного количества сил и специальных технических средств.

-      Расчет доставки сил и специальных технических средств в район разлива нефти.

-      План взаимодействия привлекаемых сил и средств, включая противопожарные.

-      План-график проведения работ по локализации разливов нефти.

-      План-график проведения работ по ликвидации разливов нефти.

-      Мероприятия по защите населения и объектов от разливов нефти.

-      Схема размещения мест временного хранения и утилизации собранной нефти и отработанных расходных материалов.

-      Обеспеченность работников и населения средствами защиты.

-      Договоры с взаимодействующими организациями, аварийно-спасательными формированиями (службами) на абонентское обслуживание.

-      Географические, навигационно-гидрографические, гидрометеорологические характеристики и особенности района аварийного разлива нефти.

-      Административно-географическое положение магистральных нефтепроводов.

-      Размещение сил и средств ABC ОАО «АК «Транснефть».

-      Взаимодействие сил и средств ABC ОАО «АК «Транснефть».

-      Распределение обязанностей должностных лиц в случае аварии.

-      Перечень технической и организационной документации.

К плану могут прилагаться справочные, расчетные данные (в виде графиков, схем, таблиц) и формализованные документы, которые должны храниться в отдельной папке вместе с планами ЛАРН.

12.7. План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти на ПМН, сформированный на основе типового плана, должен содержать следующие сведения:

-      прогнозирование возможных разливов нефти;

-      количество и наименование сил и средств, достаточных для ликвидации чрезвычайных ситуаций, связанных с разливом нефти;

-      соответствие имеющихся на объекте сил и средств задачам ликвидации и сведения о необходимости привлечения сторонних аварийно-спасательных формирований;

-      организация взаимодействия сил и средств;

-      дислокация сил и средств;

-      организация управления, связи и оповещения;

-      порядок обеспечения постоянной готовности сил и средств с указанием организаций, которые несут ответственность за их поддержание в установленной степени готовности;

-      система взаимного обмена информацией между организациями - участниками ликвидации аварийного разлива нефти;

-      первоочередные действия при получении сигнала о чрезвычайной ситуации;

-      географические, навигационно-гидрографические, гидрометеорологические и другие особенности района, которые учитываются при организации и проведении операции по ликвидации аварийного разлива нефти;

-      обеспечение безопасности населения и оказание медицинской помощи;

-      график проведения операций по ликвидации разливов нефти;

-      организация материально-технического, инженерного и финансового обеспечения операций по ликвидации разливов нефти.

12.8. Разработанный и утвержденный план должен находится:

-      у начальника СУПЛАВ, ЦРС, ЛЭС, НПС, ППН, ССН, ЛПДС, директора ПНБ за которыми закреплен конкретный переход;

-      в отделе эксплуатации ОАО МН;

-      у оператора НПС, ЛПДС;

-      у диспетчера РНУ (УМН);

-      у главного инженера РНУ (УМН);

-      в отделе эксплуатации РНУ (УМН);

-      в отделе экологической безопасности.

12.9. Состав технических средств, материалов и оборудования для ликвидации последствий аварий на ПМН назначается в соответствии с РД 153.39.4-143-99 «Табель технического оснащения ОАО «АК «Транснефть» для восстановления трубопровода и ликвидации разлива нефти при аварии на подводных переходах магистральных нефтепроводов».

Приложение 1