Требования к эксплуатации очистных устройств и комплектующих

Линейная аварийная эксплуатационная служба должна обеспечивать выполнение следующих требований при эксплуатации очистных устройств:

8.2.10.1 Производить эксплуатацию и обслуживание очистных устройств в соответствии с Руководством по эксплуатации и Регламентом технического обслуживания, среднего и капитального ремонта очистных устройств, применяемых на МТ ПАО «Транснефть» ОР-75.180.00-КТН-258-09 .

- к проведению очистки допускать очистные устройства с исправными манжетами, щётками, чистящими, ведущими, щёточными дисками, чистящими и щеточными пластинами, геометрические размеры которых соответствуют требованиям «Руководства по эксплуатации»;

- устанавливать новые чистящие диски, переворачивать или заменять чистящие диски в зависимости от их износа и длины очищаемого участка в соответствии с требованиями «Руководства по эксплуатации»;

− после каждого завершения пропуска ОУ в течение 3 суток проводить техническое обслуживание ОУв объеме предусмотренным регламентом     ОР-75.180.00-КТН-258-09.

8.2.10.2 Заполнять формуляр на очистное устройство с указанием заводских номеров чистящих дисков и геометрических размеров манжет, щёток, чистящих, ведущих и щёточных дисков, чистящих и щеточных пластин перед каждым пуском очистного устройства по нефтепроводу. Параметры износа чистящих дисков указываются с учетом направления движения ОУ. Заносить в формуляр ОУ сведения об установленных расходных материалах и их износе при замене комплектующих материалов.

8.2.10.3 Хранить паспорта на установленные на ОУ расходные материалы вместе с формуляром ОУ до их отправки на утилизацию.

8.2.10.4 Линейная аварийная эксплуатационная служба обеспечивает проведение среднего ремонта очистных устройств, СНШ и УКО при достижении пробега 1000 км, проведение капитального ремонта при достижении пробега 6000 км.

8.2.11 Очистка внутренней полости трубопроводов

8.2.11.1 Очистные скребки типа СКР4

Скребки типа СКР4 с подпружиненными рычагами, с полиуретановыми дисками и манжетами предназначены для очистки внутренней поверхности трубопроводов от асфальто-смолопарафиновых веществ, посторонних предметов и продуктов коррозии - со стабильным уровнем качества очистки на всем протяжении очищаемого участка. Используются для трубопроводов номинальным диаметром от DN 150 до DN 1200.

Общий вид скребка СКР4 приведен на рисунке 8.2.1.

Рисунок 8.2.1 – Скребок СКР4

8.2.11.2 Поршни-разделители типа ПРВ1 предназначены для:

а) удаления воды из внутренней полости строящихся или реконструируемых
трубопроводов после их гидравлических испытаний;

б) разделения разносортных нефтепродуктов в процессе перекачки;

в) освобождения трубопроводов от нефти под давлением сжатого газа.

Обозначение ПРВ1 по конструкторской документации: ХХ-ПРВ 1.00-00.000 базовое исполнение (разделитель), где XX – габаритный размер изделия (по диаметру трубопровода) в дюймах. При дробном значении дюймов - указывается в миллиметрах.

Рисунок 8.2.2 – Общий вид поршня ПРВ1

Используется также специальный вариант ПРВ1 (вариант исполнения с чистящими дисками). Поршни-разделители типа ПРВ1 с чистящими дисками предназначены для удаления отложений со стенок трубопровода. Общий вид ПРВ1 с чистящими дисками приведен на рисунке 8.2.2.

8.2.11.3 Скребки-калибры типа СКК

Скребки-калибры типа СКК с полиуретановыми манжетами предназначены для оценки минимальной величины проходного сечения трубопроводов, определяемой перед запуском очистных скребков или внутритрубных инспекционных приборов (ВИП). Для трубопроводов номинальным диаметром от DN 150 до DN 1200 используются скребки серий от 159-СКК.-01 до 48-СКК.01 (цифра до индекса «СКК» обозначает диаметр скребка, измеренный в мм, а начиная с 273 мм - в дюймах).

Среда эксплуатации скребков - нефть, нефтепродукты, вода. Скребки предназначены для работы во взрывоопасных зонах класса 0 по ГОСТ Р 51330.9.

Общий вид скребков СКК приведен на рисунке 8.2.3.

Рисунок 8.2.3 – Общий вид скребков СКК

8.2.11.4 Снаряды-шаблоны типа СНШ

Снаряды-шаблоны являются габаритно-весовыми аналогами профилемеров размерностью 12, 14, 16, 20, 26, 28, 32, 40, 42 и 48 дюймов с механическим измерительным блоком и предназначены для:

- определения возможности пропуска по магистральным трубопроводам профилемеров или других внутритрубных инспекционных приборов;

- измерения одного самого минимального проходного сечения трубопровода на данном участке.

Общий вид скребков СНШ приведен на рисунке 8.2.4.

Рисунок 8.2.4 – Общий вид снарядов-шаблонов СНШ

8.2.11.5 Устройства контроля очистки типа УКО

Устройства контроля очистки трубопровода предназначены для оценки готовности участка трубопровода к пропуску внутритрубного ультразвукового дефектоскопа после проведения мероприятий по очистке трубопровода. Используются устройства от 6-УКО до 48-УКО (первая цифра обозначает диаметр трубопровода в дюймах). Общий вид устройств контроля-очистки приведен на рисунке 8.2.5.

Рисунок 8.2.5 – Устройство контроля очистки типа УКО

8.3 Диагностика линейной части магистральных трубопроводов

8.3.1 Общие сведения

8.3.1.1 При технической диагностике МТ, находящихся в эксплуатации, выполняются:

- внутритрубная диагностика (профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы, проводимая с целью выявления дефектов геометрии трубопровода, дефектов стенки трубы и сварных швов;

- наружная диагностика методами неразрушающего контроля КПП СОД, надземных трубопроводов обвязки узла КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций (муфт, приварных патрубков, вантузов, бобышек, «чопов»), проводимая с целью выявления дефектов металла и сварных швов;

- наружная диагностика методами неразрушающего контроля емкостей сбора нефти/нефтепродукта с КПП СОД, проводимая с целью выявления дефектов металла;

- наружная диагностика методами неразрушающего контроля переходов МТ через водные преграды;

- акустико-эмиссионный контроль участков и элементов линейной части и подводных переходов трубопроводов, на которых внутритрубная диагностика не проведена в силу их конструктивных особенностей: участков с подкладными кольцами, спиральношовными трубами, перемычек, трубопроводов обвязки узла КПП СОД;

- измерение глубины залегания трубопровода и определение планового положения его конструктивных элементов с целью измерения отклонений от проектных значений в процессе эксплуатации;

- электрометрическая диагностика (электрометрия) – линейной части трубопровода, проводимая с целью диагностирования состояния изоляционного покрытия трубопровода,

- выявления коррозионно-опасных участков трубопровода, диагностирования состояния системы ЭХЗ.

Работы по внутритрубной диагностике МТ проводятся в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13, ОР-03.100.50-КТН-005-13.

Диагностика проводится в соответствии с годовыми и поквартальными планами, которые составляет каждое ОСТ по согласованию с АО «Транснефть - Диаскан».

Внутритрубная диагностика МТ (ВТД) – это комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах трубопровода с использованием внутритрубных инспекционных приборов.

Внутритрубный инспекционный прибор (ВИП), дефектоскоп – устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах стенки трубопровода и сварных швов.

В таблице 8.3.1 приведены основные типы применяемых ВИП в проведении ВТД МТ ПАО «Транснефть»:

Многоканальные профилемеры с навигационной системой предназначены для обследования трубопроводов с целью сбора информации о поперечном сечении трубопроводов, дефектах геометрии его стенок и их координатах, а также о вертикальном и горизонтальном профиле залегания трубопроводов.

ВИП обнаруживает трубопроводную арматуру и фитинги, включая тройники, задвижки, внешние опоры, ремонтные муфты, сварные швы (кольцевые и спиральные), кожухи, в том числе эксцентрические, точки катодной защиты – ферромагнитного типа, реперные магниты.

Таблица 8.3.1. Основные применяемые внутритрубные инспекционные приборы

ВИП обнаруживает дефекты на внутренней и наружной поверхностях трубопровода с возможностью определения положения дефектов, дефекты на стенках трубопровода, находящихся под внешними кожухами, ремонтными муфтами и дефекты, связанные с вмятинами. Точность определения местоположения дефектов и особенностей трубопровода по дистанции относительно ближайшего кольцевого шва ± 0,2 м.

Общий вид магнитного дефектоскопа МДСкан приведен на рисунке 8.3.1.

Рисунок 8.3.1 – Дефектоскоп магнитный МДСкан

Общий вид ультразвукового дефектоскопа УСК-03 приведен на рисунке 8.3.2.

Рисунок 8.3.2 – Дефектоскоп ультразвуковой УСК-03.

Общий вид комбинированного дефектоскопа ДКК приведен на рисунке 8.3.3.

Рисунок 8.3.3. – Комбинированный дефектоскоп ДКК

8.3.2 Сроки проведения первичной и периодической внутритрубной диагностики МТ, находящихся в эксплуатации

Программа внутритрубного диагностического обследования МТ (далее - программа) формируется на основании следующих критериев:

8.3.2.1 Первичное диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов внутритрубными дефектоскопами ДКК, ДМК, УСК.03 не более 3-х лет со дня ввода участка МТ (ППМТ) в эксплуатацию. Далее периодичность диагностического обследования ППМТ должна соответствовать периодичности диагностирования линейной части - в срок до 6 лет.

8.3.2.2 Периодическое диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов дефектоскопами ДКК в сроки, указанные в «Техническом отчёте по оценке технического состояния объектов участка линейной части магистрального трубопровода на соответствие требованиям нормативных документов» (далее - Технический отчет), оформленным в соответствии с РД-23.040.00-КТН-265-10.

Если интервалы времени между сроками проведения очередного диагностического обследования ВИП, указанными в Техническом отчете, составляют менее 2 лет, проводится диагностическое обследование участка дефектоскопом ДКК в ближайший из сроков, указанных в Техническом отчете.

8.3.2.3 Периодическое диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов дефектоскопами ДКК в срок 6 лет от даты предыдущего диагностического обследования - для нефтепроводов, оценка технического состояния которых не проводилась.

8.3.2.4 Диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов дефектоскопами ДКК – при выполнении работ по оценке технического состояния участка линейной части МТ в соответствии с РД-23.040.00-КТН-265-10.

8.3.2.5 Периодическое диагностическое обследование дефектоскопами ДКК (ДМК, ДКУ, ДКМ, WM, CD, МДСкан), ОПТ отдельных участков магистральных нефтепроводов по специальным программам, согласованным или утвержденным ПАО «Транснефть».

8.3.2.6 Диагностическое обследование участков МТ профилемерами для контроля геометрических параметров нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ до ввода в эксплуатацию в соответствии с ОР-19.000.00-КТН-194-10:

- переходов через водные преграды;

- участков линейной части протяженностью 1 км и более.

8.3.2.7 Диагностическое обследование участков МТ профилемерами при проведении первичного и периодического обследования дефектоскопами WM, ДКК.

8.3.3 Требования к проведению внутритрубной диагностики МТ

8.3.3.1 Диагностика участка трубопровода проводится последовательно всеми типами ВИП, предусмотренными планом диагностического обследования МТ.

8.3.3.2 При планировании и выполнении диагностического обследования участка трубопровода последовательно несколькими типами ВИП должна быть обеспечена следующая последовательность пропуска ВИП:

- профилемер;

- магнитный дефектоскоп МДСкан;

- ультразвуковой дефектоскоп CD;

- ультразвуковой дефектоскоп WM.

8.3.3.3 Диагностика участков трубопроводов, входящих в единые технологические коридоры должна проводиться от начального участка коридора трубопровода к конечному.

На участках технологического коридора, требующих снижения режима перекачки для пропуска ВИП, их пропуск выполняется одновременно по нескольким участкам данного коридора.

Установка маркерных пунктов для пропуска ВИП производится с целью точной привязки выявленных дефектов к секциям трубопровода. План расстановки маркерных пунктов по трассе трубопровода составляется в процессе подготовки технического задания на проведение внутритрубной диагностики и является его составной частью.

Маркерные пункты должны быть расположены над осью трубопровода. Расстояние между маркерными пунктами не должно превышать 2 км. Обязательна установка маркерных пунктов на переходах трубопровода через реки, каналы, водоемы, железные и автомобильные дороги, на труднодоступных участках (болота, горные участки и др.), на участках вблизи промышленных объектов и населенных пунктов.

Верхняя образующая трубопровода в местах расположения маркерных пунктов должна находиться на глубине не более 2 м. При большей глубине залегания трубопровода необходимо обеспечить необходимую глубину путем изготовления шурфа.

На переходах МТ через водные преграды маркерные пункты устанавливаются на границах переходов и границах русловой части в соответствии с требованиями ОР-75.200.00-КТН-088-12.

Маркерные пункты на переходах МТ через водные преграды должны быть нанесены на топографический план перехода. Типовая схема установки маркерных пунктов на переходах МТ через водные преграды приведена на рисунке 8.3.4.

Рисунок 8.3.4 – Типовая схема установки маркерных пунктов на переходах МТ
через водные преграды

На оси трассы перехода МТ через железные и автомобильные дороги должно быть установлено два постоянных маркерных пункта, расположенных на обеих сторонах дороги. Маркерные пункты должны располагаться на расстоянии от 50 до 100 м от подошвы откоса насыпи. Места установки маркерных пунктов должны быть указаны знаками на местности. Местоположение маркерных пунктов должно оставаться неизменным при проведении всех ВТД.

Каждый маркерный пункт должен быть привязан к постоянным ориентирам - опорам ЛЭП, задвижкам, вантузам, контрольно-измерительным колонкам и т.п. Привязка маркерных пунктов на местности должна быть отражена в схеме установки маркерных пунктов на переходах МТ, которая является приложением к паспорту на МТ.

Маркерный знак представляет собой металлический столбик со щитом-указателем.

Высота верхней кромки щита над землей должна составлять 1,8 м. Отступ стойки знака от оси трубопровода должен составлять 1 м. Стойку окрашивать в серый или металлический цвет, подземную часть стойки грунтовать битумом. На щите-указателе должны быть указаны:

- наименование и диаметр трубопровода;

- наименование маркерного знака и привязка знака на трассе;

- местоположение оси трубопровода от основания знака;

- телефоны и адрес организации, эксплуатирующей данный участок трубопровода.

8.3.5.4 Местоположение маркерных знаков должно быть неизменным. Привязка маркерных знаков на местности должна быть отражена в паспортах на переходы МТ через водные преграды и линейную часть трубопровода.

8.3.6 Требования к допуску ВИП к проведению диагностического обследования МТ

8.3.6.1 Перед проведением пропуска диагностического оборудования по трубопроводу, оформляется акт, подтверждающий наличие у исполнителя ВТД разрешительных документов на применяемое оборудование и готовность оборудования к диагностике трубопровода.

8.3.6.2 Представитель исполнителя ВТД предъявляет для проверки представителю организации системы ПАО «Транснефть» следующую документацию:

- формуляр на оборудование, в который внесены данные о всех работах по подготовке оборудования к диагностике трубопровода, о проведенньк в установленный срок ремонте и тестировании ВИП;

- разрешение Ростехнадзора на применение оборудования на трубопроводах;

- сертификат соответствия требованиям стандартов безопасности или свидетельство о взрывозащищенности электрооборудования на применяемые приборы.

8.3.6.3 Представитель организации системы «Транснефть» проверяет:

- соответствие инвентарных номеров в формуляре представленного ВИП;

- полноту и правильность заполнения предъявленных документов, сроков их действия с обязательным отражением каждой проверяемой позиции предъявленного документа в акте;

- запись в формуляре, о проведении ремонта оборудования в соответствии с пробегом и наработкой оборудования перед началом выполнения работ;

- наличие разрешительной документации на представленное оборудование.

8.3.6.4 При отсутствии замечаний по проведенной проверке разрешается запасовка ВИП в камеру пуска трубопровода.

8.3.6.5 Запасовка ВИП в камеру пуска запрещается при отсутствии всех разрешительных документов, при наличии замечаний к предъявленной документации и оборудованию. Запасовка и извлечение ВИП запрещается без использования штатного транспортно-запасовочного устройства, входящего в комплект ВИП. Во время пропуска ВИП по трубопроводу запрещается изменять режим работы МН за исключением случаев:

- форс-мажорных обстоятельств, отказа или аварии технологического оборудования НПС и на линейной части трубопровода;

- получения распоряжения центрального диспетчерского управления ПАО «Транснефть», согласованного с первым вице-президентом ПАО «Транснефть»

8.3.6.6 В случае неготовности ВИП к пропуску оформляется акт установленной формы.

8.3.7 Порядок действий при выполнении очистки и диагностического обследования МТ

Порядок действий при выполнения диагностического обследования МТ приведён втаблице 8.3.2, составленной в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13 (приложение Б).

Таблица 8.3.2 – Порядок действий при выполнении диагностического обследования МТ

8.4 Диагностика технологических и вспомогательных трубопроводов

8.4.1 Общие сведения

8.4.1.1 К технологическим трубопроводам относятся внутриплощадочные трубопроводы между точками врезки в МТ на входе и выходе ЛПДС, НПС, ПНБ, надземные и надводные трубопроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспорт нефти/нефтепродуктов.

8.4.1.2 Технологические трубопроводы ЛПДС, НПС, ПНБ по назначению и допустимым рабочим давлениям разделяются на следующие участки:

а) для промежуточных станций:

- подводящий трубопровод;

- коллектор магистральных агрегатов;

- напорный трубопровод;

б) для НПС с РП:

- подводящий трубопровод;

- трубопроводы РП;

- коллектор подпорных насосов;

- коллектор магистральных агрегатов;

- напорный трубопровод.

8.4.1.3 Вспомогательные трубопроводы ЛПДС, НПС, ПНБ разделяются по назначению на следующие участки:

- трубопроводы откачки утечек;

- трубопроводы дренажной системы;

- трубопроводы сброса давления.

8.4.2. Объемы, сроки и порядок технического диагностирования технологических и вспомогательных трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД

8.4.2.1  Объем работ по техническому диагностированию технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД, устанавливается в ТЗ и должен соответствовать требованиям РД-23.040.00-КТН-186-15.

8.4.2.2  По срокам проведения устанавливаются следующие виды технического диагностирования: первичное, очередное и внеочередное.

8.4.2.3 Первичное техническое диагностирование технологических трубопроводов, проводится не позднее чем через 2 года после ввода их в эксплуатацию без шурфовки подземной части, без зачистки сварных швов надземных технологических трубопроводов, без снятия теплоизоляции надземных технологических трубопроводов методами и в объемах, установленных в подразделах 6.3, 6.4 РД-23.040.00-КТН-186-15.

Первичное техническое диагностирование перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД не проводится.

8.4.2.4 Очередное техническое диагностирование в свою очередь подразделяется на частичное и полное.

8.4.2.5 Частичное техническое диагностирование технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД, проводится не позднее 10 лет после ввода их в эксплуатацию и далее с периодичностью не реже 1 раза в 20 лет (за исключением трубопроводов морских терминалов) c выборочной шурфовкой подземной части, с выборочным снятием теплоизоляции надземных участков технологических трубопроводов и 100 % зачисткой сварных швов надземных трубопроводов без теплоизоляции и на участках технологических трубопроводов со снятой теплоизоляцией методами и в объемах, установленных в подразделах 6.3, 6.4 РД-23.040.00-КТН-186-15.

8.4.2.6 Полное техническое диагностирование технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД, проводится не позднее 20 лет после ввода их в эксплуатацию и далее с периодичностью не реже 1 раза в 20 лет (за исключением трубопроводов морских терминалов) с полным вскрытием подземной части и 100 % очисткой от изоляции, АКП и теплоизоляции всей протяженности обследуемых трубопроводов методами и в объемах, установленных в подразделах 6.3, 6.4 РД-23.040.00-КТН-186-15.

8.4.2.7  В случае невозможности проведения полного технического диагностирования и с целью продления срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД, допускается проведение частичного технического диагностирования с возможным продлением срока эксплуатации не более 4 лет. Продление срока эксплуатации технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД, методом замещения полного технического диагностирования на частичное допускается не более 1 раза до проведения очередного полного технического диагностирования.

8.4.2.8 Для трубопроводов морских терминалов, расположенных на причальных сооружениях и на береговой части, если разгерметизация может привести к загрязнению акватории нефтью/нефтепродуктами, периодичность технического диагностирования устанавливается не реже 1 раза в 5 лет в объеме частичного технического диагностирования и не реже 1 раза в 10 лет в объеме полного технического диагностирования.

8.4.2.9 Для технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД, находящихся в эксплуатации, на которых уже проводились работы по техническому диагностированию, очередное полное и частичное техническое диагностирование проводится в сроки, указанные в технических отчетах, по каждому участку трубопровода отдельно. Так после проведения полного технического диагностирования коллекторов МНА и напорных трубопроводов, для них назначается очередное обследование в объеме частичного технического диагностирования, а для остальных участков трубопроводов, после проведенного комплексного технического диагностирования назначается очередное обследование в объеме полного технического диагностирования.

8.4.2.10 Внеочередное техническое диагностирование (в объеме частичного технического диагностирования) технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД, проводится в следующих случаях:

- при вводе в эксплуатацию объектов, не эксплуатируемых более 3 лет без освобождения от нефти/нефтепродуктов;

- при вводе в эксплуатацию объектов, не эксплуатируемых более 1 года с освобождением от нефти/нефтепродуктов;

- при возникновении инцидента или аварии, произошедших при нормативных внешних и внутренних нагрузках на технологических трубопроводах, перемычках и участках ЛЧ, не подлежащих ВТД, независимо от срока их эксплуатации, при этом техническому диагностированию подлежат только участки трубопроводов, на которых произошли инцидент или авария.

8.4.2.11 При технической возможности, на технологических трубопроводах и перемычках, допускается проведение внутритрубной диагностики с исключением на данном участке трубопровода наружных диагностических работ соответствующими диагностическими методами.

8.4.2.12  Порядок подготовки и проведения диагностических работ внутритрубными инспекционными приборами технологических трубопроводов НПС и перемычек в соответствии с требованиями приложения И РД-23.040.00-КТН-186-15.

8.4.2.13  ДО проводит техническое диагностирование технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ не подлежащих ВТД в соответствии с требованиями, изложенными в ТЗ и РД-23.040.00-КТН-186-15.

8.4.2.14  ДО оформляет результаты технического диагностирования технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ не подлежащих ВТД в виде отчета в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14. Для технологических трубопроводов, срок службы которых превысил 30 лет, проводится ЭПБ.

8.4.2.15 Результаты технического диагностирования заносятся в соответствующие разделы паспорта технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ не подлежащих ВТД.

8.4.3 Виды и объемы технической диагностики, применяемой на технологических и вспомогательных трубопроводах, перемычках и участках ЛЧ, не подлежащих ВТД

8.4.3.1 При проведении первичного технического диагностирования технологических трубопроводов устанавливается следующая последовательность, объемы и методы НК:

- анализ проектной, исполнительной, технической документации и эксплуатационных документов;

- ВИК надземных технологических трубопроводов (за исключением участков в теплоизоляции), опор, фундаментов, подвесок – 100 %;

- Геодезический контроль опор, подвесок и фундаментов – 100%;

- УЗТ каждой секции надземного технологического трубопровода для контроля соответствия уложенных труб проектным решениям, за исключением участков в теплоизоляции;

- Определение планово-высотного положения технологических трубопроводов – 100%, за исключением надземных участков в теплоизоляции;

8.4.3.2 ПВК дефектных зон технологических трубопроводов, обнаруженных другими методами контроля (с очисткой трубопроводов от АКП). При проведении частичного технического диагностирования трубопроводов устанавливается следующая последовательность, объемы и методы НК:

- анализ проектной, исполнительной, технической документации и эксплуатационных документов;

- контроль изоляционного покрытия в шурфах, вскрытых в соответствии с таблицей 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15;

- ВИК надземных трубопроводов (за исключением участков в теплоизоляции), опор, фундаментов, подвесок – 100 %;

- геодезический контроль опор, фундаментов, подвесок – 100 %;

- ВИК участков подземных трубопроводов, вскрытых и очищенных от изоляции согласно таблице 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15;

- УЗТ надземных трубопроводов– 100 %, за исключением участков в теплоизоляции, подземных трубопроводов – в шурфах, вскрытых согласно таблице 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15;

- УЗТ/С околошовных зон кольцевых сварных швов надземных трубопроводов – 100 %, подземных трубопроводов – кольцевых сварных швов в зонах зачистки от изоляционного покрытия в шурфах, вскрытых согласно таблице 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15;

- УЗК кольцевых сварных швов надземных трубопроводов –100 %, за исключением участков в теплоизоляции, подземных трубопроводов кольцевых сварных швов в зонах зачистки от изоляционного покрытия в шурфах, вскрытых и очищенных от изоляции согласно таблице 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15;

- УЗТ, УЗТ/С, УЗК, соединительных деталей незаводского изготовления, приварных соединений – 100 %;

- МК кольцевых сварных швов надземных трубопроводов – 100 %, за исключением участков в теплоизоляции, подземных трубопроводов кольцевых сварных швов в зонах зачистки трубопроводов от изоляционного покрытия в шурфах, вскрытых и очищенных от изоляции согласно таблице 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15;

- Определение планово-высотного положения трубопроводов – 100%, за исключением участков в теплоизоляции;

- ПВК 100% угловых и нахлесточных соединений соединительных деталей, а также как дополнительный метод НК. ПВК подлежат дефектные зоны трубопроводов, обнаруженные другими методами контроля с целью выявления поверхностных дефектов.

8.4.3.3 При проведении полного технического диагностирования трубопроводов устанавливается следующая последовательность, объемы и методы НК:

- анализ проектной, исполнительной, технической документации и эксплуатационных документов;

- ВИК надземных и подземных[1]⁾ трубопроводов, опор, фундаментов, подвесок – 100 %;

- контроль заводского изоляционного покрытия на участках, не очищенных от изоляции, – по таблице 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15;

- геодезический контроль опор, фундаментов, подвесок – 100 %;

- УЗТ надземных и подземных1⁾ трубопроводов – на участках, где по техническим причинам не может быть проведено УЗТ/С;

- УЗТ/С надземных и подземных1⁾ трубопроводов – 100 %;

- УЗТ, УЗТ/С, УЗК, соединительных деталей, приварных соединений –100 %;

- УЗК сварных швов надземных и подземных трубопроводов – 100 %;

- МК кольцевых и продольных сварных швов надземных и подземных трубопроводов – 100 %;

- ПВК 100% угловых и нахлесточных соединений соединительных деталей, а также как дополнительный метод НК. ПВК подлежат дефектные зоны трубопроводов, обнаруженные другими методами контроля с целью выявления поверхностных дефектов»

8.4.3.4 Виды и объемы работ по техническому диагностированию технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ, не подлежащих ВТД приведены в таблице 6.2. РД-23.040.00-КТН-186-15.

8.4.3.5 Анализ проектной, исполнительной, технической документации и эксплуатационных документов.

Для проведения анализа проектной, исполнительной, технической документации и эксплуатационных документов ОСТ передает ДО комплект документов в соответствии с приложением А РД-23.040.00-КТН-186-15. ОСТ несет ответственность за достоверность предоставляемых данных.

ДО проверяет полученный комплект документов на полноту наличия, на предмет выявления нарушений и отклонений от проектных решений, на соответствие требованиям нормативной документации, на правильность и полноту ведения эксплуатационной документации.

Результаты анализа проектной, исполнительной, технической и эксплуатационной документации оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А).

8.4.3.6 Визуальный и измерительный контроль

ВИК трубопроводов проводится с целью:

- выявления ненормативных соединительных элементов;

- выявления видимых дефектов в соответствии с РД 03-606-03;

- выявления несоответствия проектных и фактических геометрических параметров трубопроводов.

Опоры, подвески и фундаменты под трубопроводы должны соответствовать следующим требованиям:

- трубопроводы должны плотно прилегать к опорам и фундаментам;

- опоры и подвески должны располагаться на расстоянии не менее 50 мм от сварных швов для труб менее DN 50 и не менее 100 мм для труб DN 50 и свыше;

- фундаменты, устанавливаемые на дне лотков и каналов, не должны препятствовать свободному стоку воды по дну лотка или канала.

Результаты ВИК оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов по образцам, приведенным в приложении Б, с указанием мест расположения выявленных дефектов.

Классификация дефектов – в соответствии с РД-23.040.00-КТН-011-11.

8.4.3.7 Ультразвуковая толщинометрия

УЗТ проводится для определения фактических толщин стенок трубопроводов и их соответствия проектных значениям.

При первичном техническом диагностировании УЗТ проводится для контроля соответствия уложенных труб проектным решениям, в четырех точках одного сечения через 90^о на каждой трубной секции и соединительной детали надземных трубопроводов, за исключением участков в теплоизоляции.

Объем контроля при частичном техническом диагностировании:

а) надземных трубопроводов – каждая секция по длине трубопровода в четырех точках одного сечения через 90^о, начиная с верхней образующей трубы, за исключением участков в теплоизоляции.

б) подземных трубопроводов:

- во всех шурфах в четырех точках одного сечения через 90^о, начиная с верхней образующей трубы;

- в шурфах, расположенных в тупиковых и застойных зонах, проводятся дополнительные измерения толщины стенок не менее чем в двух местах на расстоянии 0,5 м по горизонтали по обе стороны от точки измерения по нижней образующей.

в) всех мест с обнаруженными коррозионными повреждениями и рядом с выявленными, по результатам ВИК, дефектами на расстоянии от 5 до 15 мм от дефектов;

г) УЗТ элементов, образующих соединительные детали незаводского изготовления.

д) УЗТ околошовной зоны при проведении УЗК – не менее трёх измерений равномерно по кольцевому шву.

При полном техническом диагностировании трубопроводов УЗТ проводится на соединительных деталях, на участках, где по техническим причинам не может быть проведено УЗТ/С и на участках подземных трубопроводов с заводским полиэтиленовым, эпоксидным или полипропиленовым покрытием.

Если при проведении УЗТ были выявлены участки трубопровода превышающие предельные отклонения по толщине в соответствии с ГОСТ и ОТТ, расслоения, включения, то для определения параметров дефектов ДО проводит УЗТ/С.

Результаты УЗТ оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов с указанием мест проведения УЗТ.

Если фактическая толщина стенки меньше проектной, для определения возможности эксплуатации технологических трубопроводов, АО «Транснефть – Диаскан» проводит расчет на прочность согласно СП 36.13330.2012.

8.4.3.8 Ультразвуковое сканирование

УЗТ/С проводится для поиска расслоений, включений, участков трубопровода превышающие предельные отклонения по толщине в соответствии с ГОСТ и ОТТ.

Объем контроля при частичном техническом диагностировании трубопроводов – УЗТ/С околошовной зоны сварных швов соединительных деталей незаводского изготовления и околошовной зоны кольцевых сварных швов трубопроводов, очищенных от АКП, согласно таблице 6.1 РД-23.040.00-КТН-186-15. в порядке, установленном в 6.4.5, за исключением участков в теплоизоляции.

Ширина зоны контроля – по 50 мм с каждой стороны шва.

При частичном техническом диагностировании УЗТ/С околошовной зоны соединительных деталей незаводского изготовления и околошовной зоны кольцевых сварных швов трубопроводов, очищенных от АКП, согласно таблице 6.1, проводится механизированными ультразвуковыми дефектоскопами с автоматической записью данных контроля с привязкой к координатам относительно шва, при обработке которых определяют координаты, геометрические параметры выявленных дефектов, позволяющие оценить качество сварных соединений в соответствии с действующими нормами или дефектоскопами с фазированными решетками (ФАР) с функцией записи процесса сканирования в память прибора для дальнейшего анализа и сохранения результатов контроля на внешних носителях информации в соответствии с РД-19.100.00-КТН-266-14 (приложение Д, Д1, раздел 5).

При полном техническом диагностировании проводится сплошное сканирование надземных и подземных трубопроводов и околошовной зоны сварных швов соединительных деталей, за исключением секций трубопроводов с заводским изоляционным покрытием, которые не были очищены от изоляции, по таблице 6.1 (2.9) РД-23.040.00-КТН-186-15.

При полном техническом диагностировании УЗТ/С трубопроводов, и околошовной зоны соединительных деталей проводится дефектоскопами с фазированными решетками (ФАР) с функцией записи процесса сканирования в память прибора для дальнейшего анализа и сохранения результатов контроля на внешних носителях информации в соответствии с РД-19.100.00-КТН-266-14 (приложение Д, Д1, раздел 5).

Запись и предоставление диагностических данных в АО «Транснефть – Диаскан» осуществляется в соответствии с подразделом 12.5 РД-19.100.00-КТН-266-14.

Классификация выявленных дефектов – в соответствии с РД-23.040.00-КТН-011-11.

Результаты УЗТ/С оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов с указанием мест проведения УЗТ/С.

8.4.3.9 Ультразвуковой контроль

Объем контроля при частичном техническом диагностировании:

- кольцевых сварных швов надземных трубопроводов – 100 %, за исключением участков в теплоизоляции.

- кольцевых сварных швов подземных трубопроводов – в зонах зачистки от изоляционного покрытия в шурфах, вскрытых и очищенных от изоляции, согласно таблице 6.1;

- участков трубопроводов с дефектами по результатам ВИК в случаях, когда определение параметров дефектов затруднено, а также по результатам МК для подтверждения наличия дефектов в местах индикаторных рисунков.

При полном техническом диагностировании проводится УЗК 100 % сварных швов.

УЗК проводится в соответствии с ГОСТ Р 55724 и РД 25.160.10 КТН 016-15. Перед проведением УЗК проводится контроль околошовной зоны основного металла в пределах перемещения преобразователя на отсутствие расслоений.

При частичном техническом диагностировании УЗК сварных швов проводится механизированными ультразвуковыми дефектоскопами с автоматической записью данных контроля с привязкой к координатам относительно шва, при обработке которых определяют координаты, геометрические параметры выявленных дефектов, позволяющие оценить качество сварных соединений в соответствии с действующими нормами или дефектоскопами с фазированными решетками (ФАР) с функцией записи процесса сканирования в память прибора для дальнейшего анализа и сохранения результатов контроля на внешних носителях информации в соответствии с РД-19.100.00-КТН-266-14 (приложение Д, Д1, раздел 5).

При полном техническом диагностировании УЗК сварных швов трубопроводов и соединительных деталей проводится дефектоскопами с фазированными решетками (ФАР) с функцией записи процесса сканирования в память прибора для дальнейшего анализа и сохранения результатов контроля на внешних носителях информации в соответствии с РД-19.100.00-КТН-266-14 (приложение Д, Д1, раздел 5).

Классификация выявленных дефектов – в соответствии с РД-23.040.00-КТН-011-11.

Результаты УЗК оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов с указанием мест проведения УЗК и выявленных дефектов.

8.4.3.10 Магнитопорошковый контроль

МК проводится с целью обнаружения поверхностных (выходящих на поверхность) и подповерхностных дефектов типа трещин, подрезов, несплавлений, незаверенных кратеров, прожогов, неметаллических включений, расслоений и т. п.

МК сварных швов проводится строго после проведения УЗК данных швов.

Объем контроля при частичном техническом диагностировании:

а. кольцевых сварных швов на надземных трубопроводах – 100 %, за исключением участков в теплоизоляции.

б. кольцевых сварных швов на подземных трубопроводах – на вскрытых и очищенных от изоляции участках согласно таблице 6.1;

в. участков трубопроводов с дефектами по результатам ВИК и УЗК в случаях, когда определение параметров дефектов затруднено;

г. участков трубопроводов, на которых отсутствует возможность обеспечить необходимую чистоту поверхности контролируемого изделия (шероховатость Rz от 20 до 40 мкм), что не позволяет применить другие методы НК (например, ПВК).

Объем контроля при полном техническом диагностировании:

а. 100 % кольцевых и продольных сварных швов трубопроводов, околошовной зоны кольцевых и продольных сварных швов (Ширина зоны контроля – по 50 мм с каждой стороны шва);

б. участков трубопроводов с дефектами по результатам ВИК и УЗК в случаях, когда определение параметров дефектов затруднено;

в. участков трубопроводов, на которых отсутствует возможность обеспечить необходимую чистоту поверхности контролируемого изделия (шероховатость Rz от 20 до 40 мкм), что не позволяет применить другие методы НК (например, ПВК).

МК кольцевых и продольных сварных соединений трубопроводов должен выполняться по условному уровню чувствительности Б по ГОСТ Р 56512-2015, в соответствии с Приложениями Л, М.

Результаты МК оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов с указанием мест проведения МК.

8.4.3.11 Капиллярный контроль

Объем контроля – участки трубопроводов с дефектами по результатам ВИК и УЗК в случаях, когда определение параметров дефектов затруднено.

ПВК проводиться с целью обнаружения поверхностных (выходящих на поверхность) и сквозных дефектов типа трещин, подрезов, несплавлений, незаваренных кратеров, прожогов, неметаллических включений, расслоений и т. п. и определения их расположения, протяженности и ориентации по поверхности.

ПВК сварных соединений и основного металла трубопроводов должен выполняться по классу чувствительности II по ГОСТ 18442.

Результаты ПВК оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов с указанием мест проведения ПВК.

8.4.3.12 Геодезический контроль

Геодезический контроль опор, фундаментов надземных трубопроводов выполняется, с целью проверки их соответствия проектной документации и СП 86.13330.2014.

Результаты геодезического контроля оформляются актами в соответствии с ОР‑23.040.00‑КТН‑151‑14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов с указанием мест проведения геодезического контроля.

8.4.3.13 Контроль изоляционного покрытия состоит из следующих этапов:

- осмотр;

- измерение толщины;

- контроль адгезии.

Осмотр состояния изоляционного покрытия подземных участков трубопроводов (в местах шурфовки) выполняется в соответствии с ГОСТ Р 51164.

Контроль толщины и адгезии изоляционного покрытия проводят в трех точках одного сечения через 120º, начиная с верхней образующей.

Результаты контроля изоляционного покрытия оформляются актами в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение А). К актам должны быть приложены эскизы участков трубопроводов с указанием мест проведения контроля изоляционного покрытия.

8.4.3.14 При выявлении, в процессе проведения технического диагностирования трубопроводов следующих дефектов:

- потери металла с глубиной от и более 80 % толщины стенки трубной секции;

- риски (задиры) с глубиной от и более 40 % толщины стенки трубной секции;

- трещины в стенке трубы независимо от размеров;

- трещины в сварных швах независимо от размеров;

- непровары в сварных швах с глубиной от и более 50 % толщины стенки трубной секции;

- несплавления в сварных швах с глубиной от и более 50 % толщины стенки трубной секции;

- соединительные детали незаводского изготовления и прямые врезки, имеющие дефекты типа «трещина», «непровар», «несплавление» с любыми параметрами в сварных швах,

подрядная организация, выполняющая работы по техническому диагностированию, в течение 12 ч после обнаружения уведомляет ОСТ и АО «Транснефть - Диаскан» об обнаруженном дефекте с предоставлением Актов неразрушающего контроля по форме согласно ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение Ж, Ж2, раздел 5).

ОСТ после получения уведомления в течение трех суток проводит устранение дефекта и в течение суток после проведенного ремонта предоставляет в
АО «Транснефть - Диаскан» отчет об устранении дефекта по форме Акта о выборочном ремонте согласно ОР-35.240.50-КТН-023-09 (приложение 5).

При выявлении, в процессе проведения технического диагностирования коррозионных дефектов внешней поверхности труб, ОСТ после получения технического отчета обеспечивает внеплановую проверку работы средств ЭХЗ в соответствии с требованиями РД-29.240.00-КТН-197-13.

8.4.3.15 Определение планово-высотного положения трубопроводов проводится с целью выявления отклонений от проектных значений (или от значений предыдущих измерений).

Объемы и методика проведения измерений планово-высотного положения трубопроводов представлены в операционной технологической карте (приложение Ж РД-23.040.00-КТН-186-15).

8.4.4 Оформление результатов технического диагностирования технологических трубопроводов, перемычек и участков ЛЧ не подлежащих ВТД

8.4.4.1 ДО оформляет электронные таблицы для ИАС «База данных дефектов технологических и вспомогательных трубопроводов НПС (НБ) и других трубопроводов, не подлежащих внутритрубным обследованиям» по формам ОР-35.240.50-КТН-023-09 и представляет в АО «Транснефть - Диаскан» для проведения расчётов, в срок не позднее 5 рабочих дней с момента окончания технического диагностирования объекта, а так же для оформления дополнения к техническому отчету по результатам диагностического обследования.

8.4.4.2 АО «Транснефть - Диаскан» после получения от ДО диагностической информации заносит ее в ИАС, производит расчеты на прочность и долговечность и не позднее 6 рабочих дней после предоставления информации выдаёт ОСТ экспресс-отчёт, оформленный в соответствии с РД-19.100.00-КТН-266-14 (приложение Н, Н.12).

8.4.4.3 По результатам проведенного технического диагностирования ДО выдает в ОСТ предварительный отчет, оформленный в соответствии с приложением Г РД-23.040.00-КТН-186-15. Выдача предварительного отчета производится не позднее 3 рабочих дней после окончания диагностических работ.

8.4.4.4 При выявлении дефектов, которые могут привести к аварийной ситуации подрядная организация, выполняющая работы по техническому диагностированию, в течение 12 ч после обнаружения уведомляет ОСТ и АО «Транснефть - Диаскан» об обнаруженном дефекте с предоставлением Актов неразрушающего контроля по форме согласно ОР-23.040.00-КТН-151-14 (приложение Ж, Ж2, раздел 5).

ОСТ, после получения уведомления, в течение трех суток проводит устранение дефекта и в течение суток после проведенного ремонта предоставляет в АО «Транснефть‑Диаскан» отчет об устранении дефекта по форме Акта о выборочном ремонте согласно ОР-35.240.50-КТН-023-09 (приложение 5).

8.4.4.5 При отсутствии предварительного отчета, переданного ОСТ, запрещается оформление и утверждение акта выполненных работ.

8.4.4.6 Классификация дефектов в актах (протоколах) НК, в выводах, дефектных ведомостях, оформленных в соответствии с приложением Д РД-23.040.00-КТН-186-15, в предварительном отчете должна соответствовать РД‑23.040.00‑КТН‑011‑11.

8.4.4.7 Технический отчет, оформленный в соответствии с ОР-23.040.00-КТН-151-14, АО «Транснефть ‑ Диаскан» направляет в ОСТ не позднее 30 рабочих дней после окончания технического диагностирования.

8.5 Основная техническая документация МТ

8.5.1 Службы, обслуживающие линейную часть МТ, должны иметь следующую техническую документацию:

- Выписка из штатного расписания ЛАЭС.

- Положение о ЛАЭС и должностные инструкции работников.

Приказы и распоряжения:

- о закреплении участков трасс МТ за ЛАЭС;

- о закреплении техники, механизмов и приспособлений;

- о назначении ответственных лиц по видам работ.

- Табель технического оснащения ЛАЭС.

- Положение о взаимоотношениях предприятий, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре.

- Инструкции по основной деятельности:

-        должностные и производственные инструкции;

-        инструкция по допуску и контролю работ в охранных зонах МТ;

-        инструкция по эксплуатации применяемого оборудования;

- Инструкции и оперативная документация по охране труда и промышленной безопасности:

- программы инструктажей на рабочем месте;

- журнал регистрации инструктажа на рабочем месте;

- инструкции по охране труда: по профессиям и по видам выполняемых работ;

- инструкции по пожарной безопасности;

- программа и журнал проведения производственного обучения;

- журнал проверки условий состояния труда;

- журнал регистрации выдачи распоряжений.

- План-график планово-предупредительного ремонта объектов линейной части МТ и технологических трубопроводов НПС.

- Программа по приведению трасс МТ до нормативов на текущий год.

- Годовые и месячные планы работы ЛАЭС за текущий год.

- Ежемесячные отчеты ЛАЭС о выполнении плана работ.

- Технические задания на выполнение работ с привлечением служб РНУ, СУПЛАВ.

- Утвержденные в установленном порядке план ликвидации возможных аварий (ПЛВА) и план ликвидации аварийных разливов нефти/нефтепродукта (ПЛАРН).

- Журнал выполнения плана-графика ППР объектов линейной части МТ и технологических трубопроводов НПС.

- Журнал патрулирования линейной части МТ.

- Журнал воздушного патрулирования трасс МТ.

- Списки и адреса землепользователей по трассе МТ.

- Журнал выдачи предупреждений и предписаний сторонним организациям в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов».

- Журнал выдачи согласований на производство работ в охранной зоне МТ в соответствии с требованиями ОР-13.100.00-КТН-030-12.

- Протоколы о нарушении охранной зоны МТ и протоколы приостановки работ в охранной зоне.

- Реестр опознавательных и предупредительных знаков, установленных на трассе МТ и пересечениях с автомобильными и железными дорогами.

- Акты промеров глубины залегания трубопроводов.

- Акты проверок технического состояния оборудования и сооружений и мероприятия по устранению выявленных нарушений.

- Программы и план-график проведения противоаварийных тренировок. Акты по проведенным УТЗ.

- Технологические схемы и профили трассы МТ.

- Схемы (маршруты движения) доставки техники и людей на трассу, утвержденные главным инженером РНУ.

- Перечень имеющихся и устраненных дефектов на линейной части МТ.

- Первичная (исполнительная) документация по выполненным ремонтным работам, в т.ч. устранение дефектов.

- Паспорта МТ установленной формы с внесенными изменениями.

- Копия паспорта подводных и воздушных переходов МТ установленной формы с внесенными изменениями.

- Паспорта (формуляры) на установленное на трассе МТ оборудование.

- Инструкции по производству полётов в районе взлетно-посадочных площадок и аэронавигационные паспорта взлетно-посадочных площадок.

8.5.2 Диспетчерские службы ОСТ, оперативный персонал НПС, нефтебаз, наливных станций должны иметь следующие чертежи и схемы:

- подробный профиль и план трассы трубопровода с ситуацией, указанием мест подключения путевых подкачек и сбросов нефти/нефтепродукта, расположения линейных задвижек, вантузов, КИП, сигнализаторов прохождения очистных устройств;

- подробные технологические схемы объектов с обозначением номеров задвижек, резервуаров, основных, подпорных агрегатов, фильтров-грязеуловителей, другого оборудования с указанием их основных технических характеристик.

- технологические карты резервуаров;

- технологические схемы НПС и линейной части трубопровода и сжатый продольный профиль трубопровода;

- технологические карты МТ.

8.6 Обслуживание технологических трубопроводов и резервуаров

8.6.1 Технологические трубопроводы

8.6.1.1 В состав системы технологических трубопроводов входят внутриплощадочные трубопроводы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, фильтры-грязеуловители, система сглаживания волн давления и другие устройства. Границы технологических трубопроводов определяются входными и выходными задвижками НПС.

8.6.1.2 В технологических схемах внутриплощадочных трубопроводов должно быть указано расположение арматуры, оборудования, приборов и устройств с соответствующим обозначением и нумерацией.

8.6.1.3 К вспомогательным трубопроводам относятся технологические трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти (нефтепродуктов); сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек; сливо-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов, системы улавливания легких фракций.

8.6.1.4 Величина расчетного рабочего давления технологических трубопроводов устанавливается проектной документацией.

8.6.1.5 Величина допустимого рабочего давления технологических трубопроводов определяется расчетом и подтверждается заключением экспертизы промышленной безопасности.

8.6.1.6 При вводе в эксплуатацию перекачивающей станции (перевалочного терминала, ПСП, сливо-наливной эстакады), трубопроводов не эксплуатировавшихся более 3 лет, полной или частичной замене трубопроводов необходимо проводить гидравлические испытания на прочность и герметичность. Гидравлические испытания вспомогательных трубопроводов должны проводиться в соответствии с проектной документацией.

8.6.1.7 Сроки проведения обследования технологических трубопроводов в целях определения их технического состояния устанавливаются в соответствии с технологическими регламентами.

8.6.1.8  Прокладка технологических трубопроводов должна предусматриваться подземная, за исключением следующих участков:

а) обвязки ФГГ;

б) обвязки узла регулирования давления;

в) обвязки узла с предохранительными устройствами;

г) обвязки блока ССВД;

д) приемо-раздаточные патрубки резервуаров;

е) технологические трубопроводы СИКН и БИК;

ж) обвязка насосов откачки утечек;

и) обвязка подпорных насосных агрегатов.

8.6.1.9 Диаметры остальных участков технологических трубопроводов должны определяться на основании гидравлических расчетов.

Отношение наружного диаметра трубопровода к номинальной толщине стенки не должно превышать 100.

Номинальная толщина стенки для трубопроводов диаметром 1020 мм и более должна приниматься не менее 12 мм.