Посещая этот сайт, вы принимаете программу использования cookie. Подробнее о нашей политике использования cookie.

ГОСТ Р 55435-2013

ГОСТ Р ИСО 15353-2014 ГОСТ Р 55080-2012 ГОСТ Р ИСО 16962-2012 ГОСТ Р ИСО 10153-2011 ГОСТ Р ИСО 10280-2010 ГОСТ Р ИСО 4940-2010 ГОСТ Р ИСО 4943-2010 ГОСТ Р ИСО 14284-2009 ГОСТ Р ИСО 9686-2009 ГОСТ Р ИСО 13899-2-2009 ГОСТ 18895-97 ГОСТ 12361-2002 ГОСТ 12359-99 ГОСТ 12358-2002 ГОСТ 12351-2003 ГОСТ 12345-2001 ГОСТ 12344-88 ГОСТ 12350-78 ГОСТ 12354-81 ГОСТ 12346-78 ГОСТ 12353-78 ГОСТ 12348-78 ГОСТ 12363-79 ГОСТ 12360-82 ГОСТ 17051-82 ГОСТ 12349-83 ГОСТ 12357-84 ГОСТ 12365-84 ГОСТ 12364-84 ГОСТ Р 51576-2000 ГОСТ 29117-91 ГОСТ 12347-77 ГОСТ 12355-78 ГОСТ 12362-79 ГОСТ 12352-81 ГОСТ Р 50424-92 ГОСТ Р 51056-97 ГОСТ Р 51927-2002 ГОСТ Р 51928-2002 ГОСТ 12356-81 ГОСТ Р ИСО 13898-1-2006 ГОСТ Р ИСО 13898-3-2007 ГОСТ Р ИСО 13898-4-2007 ГОСТ Р ИСО 13898-2-2006 ГОСТ Р 52521-2006 ГОСТ Р 52519-2006 ГОСТ Р 52520-2006 ГОСТ Р 52518-2006 ГОСТ 1429.14-2004 ГОСТ 24903-81 ГОСТ 22662-77 ГОСТ 6012-2011 ГОСТ 25283-93 ГОСТ 18318-94 ГОСТ 29006-91 ГОСТ 16412.4-91 ГОСТ 16412.7-91 ГОСТ 25280-90 ГОСТ 2171-90 ГОСТ 23401-90 ГОСТ 30642-99 ГОСТ 25698-98 ГОСТ 30550-98 ГОСТ 18898-89 ГОСТ 26849-86 ГОСТ 26876-86 ГОСТ 26239.5-84 ГОСТ 26239.7-84 ГОСТ 26239.3-84 ГОСТ 25599.4-83 ГОСТ 12226-80 ГОСТ 23402-78 ГОСТ 1429.9-77 ГОСТ 1429.3-77 ГОСТ 1429.5-77 ГОСТ 19014.3-73 ГОСТ 19014.1-73 ГОСТ 17235-71 ГОСТ 16412.5-91 ГОСТ 29012-91 ГОСТ 26528-98 ГОСТ 18897-98 ГОСТ 26529-85 ГОСТ 26614-85 ГОСТ 26239.2-84 ГОСТ 26239.0-84 ГОСТ 26239.8-84 ГОСТ 25947-83 ГОСТ 25599.3-83 ГОСТ 22864-83 ГОСТ 25599.1-83 ГОСТ 25849-83 ГОСТ 25281-82 ГОСТ 22397-77 ГОСТ 1429.11-77 ГОСТ 1429.1-77 ГОСТ 1429.13-77 ГОСТ 1429.7-77 ГОСТ 1429.0-77 ГОСТ 20018-74 ГОСТ 18317-94 ГОСТ Р 52950-2008 ГОСТ Р 52951-2008 ГОСТ 32597-2013 ГОСТ Р 56307-2014 ГОСТ 33731-2016 ГОСТ 3845-2017 ГОСТ Р ИСО 17640-2016 ГОСТ 33368-2015 ГОСТ 10692-2015 ГОСТ Р 55934-2013 ГОСТ Р 55435-2013 ГОСТ Р 54907-2012 ГОСТ 3845-75 ГОСТ 11706-78 ГОСТ 12501-67 ГОСТ 8695-75 ГОСТ 17410-78 ГОСТ 19040-81 ГОСТ 27450-87 ГОСТ 28800-90 ГОСТ 3728-78 ГОСТ 30432-96 ГОСТ 8694-75 ГОСТ Р ИСО 10543-99 ГОСТ Р ИСО 10124-99 ГОСТ Р ИСО 10332-99 ГОСТ 10692-80 ГОСТ Р ИСО 17637-2014 ГОСТ Р 56143-2014 ГОСТ Р ИСО 16918-1-2013 ГОСТ Р ИСО 14250-2013 ГОСТ Р 55724-2013 ГОСТ Р ИСО 22826-2012 ГОСТ Р 55143-2012 ГОСТ Р 55142-2012 ГОСТ Р ИСО 17642-2-2012 ГОСТ Р ИСО 17641-2-2012 ГОСТ Р 54566-2011 ГОСТ 26877-2008 ГОСТ Р ИСО 17641-1-2011 ГОСТ Р ИСО 9016-2011 ГОСТ Р ИСО 17642-1-2011 ГОСТ Р 54790-2011 ГОСТ Р 54569-2011 ГОСТ Р 54570-2011 ГОСТ Р 54153-2010 ГОСТ Р ИСО 5178-2010 ГОСТ Р ИСО 15792-2-2010 ГОСТ Р ИСО 15792-3-2010 ГОСТ Р 53845-2010 ГОСТ Р ИСО 4967-2009 ГОСТ 6032-89 ГОСТ 6032-2003 ГОСТ 7566-94 ГОСТ 27809-95 ГОСТ 22974.9-96 ГОСТ 22974.8-96 ГОСТ 22974.7-96 ГОСТ 22974.6-96 ГОСТ 22974.5-96 ГОСТ 22974.4-96 ГОСТ 22974.3-96 ГОСТ 22974.2-96 ГОСТ 22974.1-96 ГОСТ 22974.13-96 ГОСТ 22974.12-96 ГОСТ 22974.11-96 ГОСТ 22974.10-96 ГОСТ 22974.0-96 ГОСТ 21639.9-93 ГОСТ 21639.8-93 ГОСТ 21639.7-93 ГОСТ 21639.6-93 ГОСТ 21639.5-93 ГОСТ 21639.4-93 ГОСТ 21639.3-93 ГОСТ 21639.2-93 ГОСТ 21639.0-93 ГОСТ 12502-67 ГОСТ 11878-66 ГОСТ 1763-68 ГОСТ 13585-68 ГОСТ 16971-71 ГОСТ 21639.10-76 ГОСТ 2604.1-77 ГОСТ 11930.7-79 ГОСТ 23870-79 ГОСТ 11930.12-79 ГОСТ 24167-80 ГОСТ 25536-82 ГОСТ 22536.2-87 ГОСТ 22536.11-87 ГОСТ 22536.6-88 ГОСТ 22536.10-88 ГОСТ 17745-90 ГОСТ 26877-91 ГОСТ 8233-56 ГОСТ 1778-70 ГОСТ 10243-75 ГОСТ 20487-75 ГОСТ 12503-75 ГОСТ 21548-76 ГОСТ 21639.11-76 ГОСТ 2604.8-77 ГОСТ 23055-78 ГОСТ 23046-78 ГОСТ 11930.11-79 ГОСТ 11930.1-79 ГОСТ 11930.10-79 ГОСТ 24715-81 ГОСТ 5639-82 ГОСТ 25225-82 ГОСТ 2604.11-85 ГОСТ 2604.4-87 ГОСТ 22536.5-87 ГОСТ 22536.7-88 ГОСТ 6130-71 ГОСТ 23240-78 ГОСТ 3242-79 ГОСТ 11930.3-79 ГОСТ 11930.5-79 ГОСТ 11930.9-79 ГОСТ 11930.2-79 ГОСТ 11930.0-79 ГОСТ 23904-79 ГОСТ 11930.6-79 ГОСТ 7565-81 ГОСТ 7122-81 ГОСТ 2604.3-83 ГОСТ 2604.5-84 ГОСТ 26389-84 ГОСТ 2604.7-84 ГОСТ 28830-90 ГОСТ 21639.1-90 ГОСТ 5640-68 ГОСТ 5657-69 ГОСТ 20485-75 ГОСТ 21549-76 ГОСТ 21547-76 ГОСТ 2604.6-77 ГОСТ 22838-77 ГОСТ 2604.10-77 ГОСТ 11930.4-79 ГОСТ 11930.8-79 ГОСТ 2604.9-83 ГОСТ 26388-84 ГОСТ 14782-86 ГОСТ 2604.2-86 ГОСТ 21639.12-87 ГОСТ 22536.8-87 ГОСТ 22536.0-87 ГОСТ 22536.3-88 ГОСТ 22536.12-88 ГОСТ 22536.9-88 ГОСТ 22536.14-88 ГОСТ 22536.4-88 ГОСТ 22974.14-90 ГОСТ 23338-91 ГОСТ 2604.13-82 ГОСТ 2604.14-82 ГОСТ 22536.1-88 ГОСТ 28277-89 ГОСТ 16773-2003 ГОСТ 7512-82 ГОСТ 6996-66 ГОСТ 12635-67 ГОСТ 12637-67 ГОСТ 12636-67 ГОСТ 24648-90

ГОСТ Р 55435−2013 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения


ГОСТ Р 55435−2013


НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

Основные положения

Oil and oil products trunk pipeline transportation. Operation and maintenance. General principles


ОКС 75.180

Дата введения 2013−11−01


Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов)» (ООО «НИИ ТНН»)

2 ВНЕСЕН Подкомитетом П. К. 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» Технического комитета по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 мая 2013 г. N 121-ст

4 Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений международного стандарта ИСО 13623:2009* «Нефтяная и газовая промышленность. Системы транспортирования по трубопроводам» (ISO 13623:2009 «Petroleum and natural gas industries — Pipeline transportation systems», NEQ)
________________
* Доступ к международным и зарубежным документам можно получить, перейдя по ссылке на сайт shop.cntd.ru. — Примечание изготовителя базы данных.

5 В настоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 27 декабря 2002 г. N 184-Ф3 «О техническом регулировании» и других нормативных правовых актов Российской Федерации

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0−2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет (gost.ru)

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования к:

— эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— технологическим регламентам эксплуатации магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— порядку организации и выполнения работ по диагностированию, ремонту и ликвидации аварий и инцидентов на объектах магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— защите от коррозии линейной части и объектов магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— метрологическому обеспечению средств измерения на магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах);

— техническим средствам и устройствам, обеспечивающим определение количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов);

— обеспечению промышленной, пожарной, экологической безопасности и охране труда в процессе эксплуатации и технического обслуживания магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— организации работ по эксплуатации и техническому обслуживанию магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— организации работ по диспетчеризации транспорта нефти (нефтепродуктов);

— квалификации персонала.

1.2 При выполнении работ, не регламентированных настоящим стандартом, организации, эксплуатирующие магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, должны руководствоваться требованиями действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования и внутренними нормативными документами эксплуатирующей организации.

1.3 Настоящий стандарт распространяется на действующие и находящиеся в консервации магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) и их объекты.

1.4 Требования настоящего стандарта не распространяются на трубопроводы для транспортирования сжиженных углеводородных газов и их смесей, конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с давлением насыщенных паров при температуре 20 °C свыше 0,2 МПа, нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) с многофазным продуктом перекачки (жидкость с газом).

2 Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.346−2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.570−2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 12.0.004−90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 17.1.3.05−82 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами

ГОСТ 17.1.3.10−83 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу

ГОСТ 20911−89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ Р 8.563−2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.568−97 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения

ГОСТ Р 8.595−2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 8.596−2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 12.4.026−2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

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

ГОСТ Р 51241−2008 Средства и системы контроля и управления доступом. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ Р 51558−2008 Средства и системы охранные телевизионные. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ Р 52436−2005 Приборы приемно-контрольные охранной и охранно-пожарной сигнализации. Классификация. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 53402−2009 Арматура трубопроводная. Методы контроля и испытаний

ГОСТ Р 53560−2009 Системы тревожной сигнализации. Источники электропитания. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ Р 54907−2012 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения


В настоящем стандарте применены термины в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 аварийный запас: Необходимый запас технологического оборудования и материалов, определенный в соответствии с установленными нормами, по номенклатуре и количеству достаточный для восстановления работоспособности оборудования и сооружений после аварий и инцидентов на объектах магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и для выполнения внеплановых ремонтов, не предусмотренных графиками технического обслуживания и ремонта.

3.2 авария на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе): Опасное техногенное происшествие, повлекшее внезапный вылив или истечение нефти (нефтепродукта), сопровождаемое одним или несколькими событиями, такими как:

— воспламенение нефти (нефтепродуктов) или взрыв их паров;

— загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартами на качество воды Российской Федерации, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;

— образование утечки нефти (нефтепродукта) в объеме 10 мГОСТ Р 55435-2013 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положенияи более.

3.3 ввод в эксплуатацию: Событие, фиксирующее готовность объекта к использованию по назначению, документально оформленное в установленном порядке.

Примечание — К вводу в эксплуатацию дополнительно относят подготовительные работы, контроль, приемку и закрепление объекта за эксплуатирующим подразделением.

3.4 внутритрубное диагностирование: Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля, для выявления на основе этой информации наличия и характера дефектов.

3.5 внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.

3.6 дефектный участок трубопровода: Секция трубопровода, содержащая один и более дефектов.

3.7 дефект нефтепровода (нефтепродуктопровода): Отклонение параметров (характеристик) нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) или их элементов от требований, установленных в нормативных документах.

3.8 диспетчер: Оперативный персонал, выполняющий оперативное управление товарно-коммерческой деятельностью для организации транспорта нефти (нефтепродуктов) по магистральным нефтепроводам (нефтепродуктопроводам).

3.9 диспетчерская связь (канал): Комплекс технических средств связи различных видов, предоставляемых оперативно-техническому персоналу, организующему и сопровождающему транспорт нефти (нефтепродуктов).

3.10 инструкция: Документ, содержащий указания о порядке выполнения работ, эксплуатации оборудования и инструмента, пользования средствами защиты и т. п.

3.11 инцидент на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе): Отказ или повреждение трубопровода, оборудования или технических устройств на объектах эксплуатирующей организации, отклонения от режима технологического процесса, сопровождаемые нарушением герметичности трубопровода с утечками нефти (нефтепродуктов) объемом менее 10 мГОСТ Р 55435-2013 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положениябез воспламенения нефти (нефтепродуктов) или взрыва их паров и без загрязнения водотоков.

3.12 исполнительная документация: Комплект текстовых и графических материалов, оформленных в установленном порядке, отражающих фактическое исполнение проектных решений, фактическое положение объектов строительства и их элементов в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта по мере завершения определенных в проектной документации работ.

3.13 камера пуска: Специальное устройство, обеспечивающее пуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод).

3.14 камера приема: Специальное устройство, обеспечивающее прием внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемого продукта из магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).

3.15 капитальный ремонт объекта, сооружения магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление эксплуатируемого объекта, сооружения магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) до проектных характеристик с учетом требований нормативных документов.

3.16 комплексное опробование: Проверка, регулировка и обеспечение взаимосвязанной работы оборудования в предусмотренном проектной документацией технологическом процессе на холостом ходу с последующим переводом оборудования на работу под нагрузкой и выводом на устойчивый проектный технологический режим.

3.17 линейная производственно-диспетчерская станция; ЛПДС: Производственное подразделение эксплуатирующей организации, обеспечивающее бесперебойную работу и эксплуатацию оборудования, а также хозяйственную деятельность двух или более перекачивающих станций и участков магистрального трубопровода, закрепленных за ними.

3.18 линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода):Составная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), состоящая из трубопроводов (включая запорную и иную арматуру, переходы через естественные и искусственные препятствия), установок электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовых линий электропередач, сооружений технологической связи и иных устройств и сооружений, предназначенная для транспортировки нефти (нефтепродуктов).

3.19 магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод): Единый производственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов и связанных с ними перекачивающих станций, других технологических объектов, соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти (нефтепродуктов), соответствующих требованиям нормативных документов, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта.

3.20 мера вместимости: Средство измерения объема нефти (нефтепродуктов), имеющее свидетельство о поверке и градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

3.21 мера полной вместимости: Средство измерения объема нефти (нефтепродуктов), имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).

3.22 минимальные расстояния: Расстояния до магистральных трубопроводов от зданий, строений, сооружений и других объектов, определяющие границы территорий с особыми условиями использования, устанавливаемые вдоль линейной части магистральных трубопроводов и вокруг других объектов магистральных трубопроводов в целях обеспечения безопасности людей, зданий, строений и сооружений.

3.23 нормативы технологических потерь нефти при транспортировке: Укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по тарифному участку.

3.24 нормы технологических потерь нефти при транспортировке: Предельно допустимые величины неизбежных и безвозвратных потерь, обусловленных особенностями технологических процессов транспортировки нефти и сопровождающими их физическими процессами.

3.25 объект магистрального трубопровода: Производственный комплекс (часть магистрального трубопровода), который может включать трубопроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию.

3.26 ответвление нефтепровода (нефтепродуктопровода): Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), не имеющий перекачивающих станций, соединяющий магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) с предприятиями добычи, накопления, потребления, распределения и переработки нефти (нефтепродуктов).

3.27 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния технических устройств, применяемых на объектах магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), вследствие конструктивных нарушений, несоблюдения установленного процесса эксплуатации (режима) или ремонта.

3.28 охранная зона магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Территория или акватория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль и/или вокруг объектов магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), инженерных коммуникаций в целях обеспечения их безопасности.

3.29 перекачивающая станция магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода):Объект магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), включающий комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу).

3.30 перекачка: Процесс перемещения нефти (нефтепродуктов) по трубопроводу.

3.31 переход нефтепровода (нефтепродуктопровода) подводный: Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), проложенного через судоходные водные преграды или несудоходные водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более и глубиной 1,5 м и более, или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины, являющийся разновидностью перехода через водные преграды.

3.32 переход нефтепровода (нефтепродуктопровода) через малый водоток: Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), проложенного через несудоходный водоток или водоём шириной по зеркалу воды в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м или шириной по зеркалу воды в межень менее 10 м независимо от глубины, являющийся разновидностью перехода через водные преграды.

3.33 переход нефтепровода (нефтепродуктопровода) подземный: Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), проложенного через искусственное или естественное препятствие под землей, кроме участков, относящихся к подводному переходу нефтепровода (нефтепродуктопровода).

3.34 повреждение: Нарушение исправного состояния технического устройства и/или оборудования, при сохранении его работоспособности.

3.35 приемка объекта в эксплуатацию: Юридическое действие официального признания уполномоченным органом (приемочной комиссией) факта создания объекта и соответствия этого объекта утвержденному проекту.

3.36 приемо-сдаточный пункт: Пункт по учету количества и оценке качества нефти (нефтепродуктов), на котором подразделения принимающей и сдающей нефть (нефтепродукты) сторон выполняют операции приема-сдачи нефти (нефтепродуктов).

3.37 прием (сдача) нефти (нефтепродукта): Процесс приема-передачи нефти (нефтепродукта) между организациями в соответствии с действующими положениями.

3.38 пункт подогрева нефти магистрального трубопровода: Комплекс сооружений и оборудования, обеспечивающий подогрев нефти, перекачиваемой по магистральному трубопроводу в целях снижения вязкости.

3.39 работоспособное состояние трубопровода: Состояние трубопровода, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и конструкторской документации.

3.40 резервуар: Сооружение, емкость, расположенная горизонтально или вертикально, предназначенная для приема, накопления, измерения объема и сдачи жидкости.

3.41 резервуарный парк: Комплекс взаимосвязанных резервуаров и другого технологического оборудования, с помощью которого осуществляется выполнение технологических операций приема, накопления, измерения объема и откачки нефти (нефтепродуктов).

3.42 ремонт оборудования (ремонт): Комплекс мероприятий по восстановлению исправности, работоспособности, ресурса оборудования и сооружений объектов магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).

3.43 самотечный участок нефтепровода: Участок линейной части магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) от перевальной точки в направлении потока нефти (нефтепродукта), в пределах которого осуществляется безнапорное течение нефти (нефтепродукта), включая участок с неполным сечением.

3.44 система измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов):Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и других показателей нефти и продуктов ее переработки.

3.45 система электрохимической защиты: Комплекс средств электрохимической защиты, установленный на всем протяжении магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и предназначенный для защиты магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) от коррозионных повреждений.

3.46 текущий ремонт оборудования (текущий ремонт): Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных частей.

3.47 терминал перевалочный: Комплекс сооружений и устройств, входящий в состав магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), предназначенный для приема нефти (нефтепродуктов) из магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), накопления и отгрузки на другие виды транспорта, а также отгрузки с другого вида транспорта в магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод).

3.48 технический коридор магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода):Территория, по которой проходит нефтепровод (нефтепродуктопровод) или система параллельно проложенных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и коммуникаций, ограниченная с двух сторон охранными зонами.

3.49 техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта (по ГОСТ 20911).

Примечания

1 Задачами технического диагностирования являются:

— контроль технического состояния;

— поиск места и определение причин отказа (неисправности);

— прогнозирование технического состояния.

2 Термин «техническое диагностирование» применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности).

3 Термин «контроль технического состояния» применяют, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния.

3.50 техническое обслуживание магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Комплекс мероприятий по поддержанию работоспособности и исправности объектов магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).

3.51 техническое освидетельствование: Оценка технического состояния промышленных объектов по истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы в целях оценки состояния, установления сроков дальнейшей работы и условий эксплуатации.

3.52 техническое состояние: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией.

3.53 технологическая карта: Документ, предназначенный для выполнения технологического процесса и определяющий состав операций и средств автоматизации, требования к качеству, трудоемкость, ресурсы и мероприятия по безопасности.

3.54 технологические нефтепроводы (нефтепродуктопроводы): Внутриплощадочные трубопроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) на входе и выходе перекачивающих станций, перевалочных терминалов, приемо-сдаточных пунктов; 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; сливно-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов, системы улавливания легких фракций.

3.55 технологические потери нефти (нефтепродуктов) на объектах МН (МНПП):безвозвратные неизбежные потери нефти (нефтепродуктов), обусловленные технологическими процессами транспортировки по МН (МНПП) и перевалки, установленными проектной документацией, а также физико-химическими свойствами транспортируемой нефти (нефтепродуктов).

3.56 транспортировка нефти (нефтепродуктов): Совокупность операций, включающая в себя операции приема нефти (нефтепродукта) на начальном приемо-сдаточном пункте, перекачку по системе магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), сдачу на конечном приемо-сдаточном пункте, слив, налив и перевалку.

3.57 трасса трубопровода: Положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.

3.58 узел пуска средств очистки и диагностирования (узел пуска СОД):Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций и пуска внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемой среды в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе).

3.59 узел приема средств очистки и диагностирования (узел приема СОД):Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему и извлечению внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств из магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).

3.60 управляющий диспетчер: Оперативный персонал, непосредственно выполняющий пуск, перевод с одного режима на другой, остановку перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральным нефтепроводам (нефтепродуктопроводам), а также технологические переключения оборудования объектов магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).

3.61 эксплуатация магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода):Использование магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) по назначению, определенному проектной документацией.

3.62 эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, созданное в соответствии с гражданским законодательством Российской Федерации, обеспеченное персоналом и техническими средствами, необходимыми для управления, обслуживания и поддержания в безопасном состоянии магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).

3.63 электроустановка: Совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.

4 Сокращения


В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

ИТСО — инженерно-технические средства охраны;

КИП — контрольно-измерительные приборы;

ЛПДС — линейная производственно-диспетчерская станция;

ЛЧ — линейная часть;

МН — магистральный нефтепровод;

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод;

МЧС России — Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий;

НД — нормативный документ;

ПЛВА — план ликвидации возможных аварий;

ПМН — переход магистрального нефтепровода;

ПМНПП — переход магистрального нефтепродуктопровода;

ПС — перекачивающая станция;

ПСП — приемо-сдаточный пункт;

Ростехнадзор — Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору;

РП — резервуарный парк;

СИ — средство измерения;

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов);

СОД — средства очистки и диагностирования;

ЧС — чрезвычайная ситуация на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе);

ЭХЗ — электрохимическая защита.

5 Общие требования к приемке в эксплуатацию, эксплуатации и технологическим регламентам эксплуатации МН (МНПП)

5.1 Приемка в эксплуатацию МН (МНПП) и их объектов

5.1.1 К эксплуатации допускаются МН (МНПП) и их объекты, как вновь построенные, так и после капитального ремонта, реконструкции, после выведения из консервации и содержания в безопасном состоянии, соответствующие проектной документации и прошедшие приемку в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации [1].

5.1.2 Приемка в эксплуатацию вновь построенных, а также после капитального ремонта, реконструкции МН (МНПП) и их объектов должна проводиться приемочной комиссией эксплуатирующей организации в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации [1].

5.1.3 До предъявления вновь построенных, а также после проведенной реконструкции или капитального ремонта МН (МНПП) и их объектов приемочной комиссии должна быть проведена приемка МН (МНПП) и их объектов рабочей комиссией, назначаемой эксплуатирующей организацией.

5.1.4 Приемка вновь построенных, а также после проведенной реконструкции или капитального ремонта МН (МНПП) и их объектов оформляется актом приемочной комиссии, подписанным всеми ее членами. Датой приемки объекта в эксплуатацию считается дата подписания акта приемочной комиссией.

5.1.5 Оборудование и устройства объектов МН (МНПП), подлежащие регистрации в государственных надзорных органах, должны быть зарегистрированы и освидетельствованы на соответствие требованиям Градостроительного кодекса Российской Федерации [1] до ввода в эксплуатацию.

5.1.6 До ввода в эксплуатацию вновь построенных МН (МНПП), завершения работ по их реконструкции или капитальному ремонту должно быть проведено их техническое диагностирование и устранены все дефекты, образованные в ходе строительства. Устранение дефектов должно выполняться силами и за счет подрядной организации, осуществляющей строительство.

5.1.7 Эксплуатирующая организация после ввода в эксплуатацию вновь построенных МН (МНПП), завершения работ по их реконструкции или капитальному ремонту должна передать материалы фактического расположения (исполнительная съемка) МН (МНПП) и их объектов в комитеты по земельным ресурсам и землеустроительству местных органов исполнительной власти для нанесения на кадастровые карты районов.

5.2 Эксплуатация М. Н. (МНПП) и их объектов

5.2.1 При эксплуатации МН (МНПП) и их объектов осуществляются прием, перекачка, сдача нефти (нефтепродуктов), техническое обслуживание, проведение диагностирования и ремонта объектов МН (МНПП), а также оперативный контроль и управление организационными и технологическими процессами.

5.2.2 Состав М. Н. (МНПП), их конструктивные и технологические параметры устанавливаются проектной документацией в зависимости от назначения, природно-климатических условий размещения МН (МНПП), физико-химических свойств нефти (нефтепродуктов), объема и расстояния перекачки.

5.2.3 Эксплуатация М. Н. (МНПП) и их объектов должна осуществляться эксплуатационно-ремонтным персоналом эксплуатирующей организации или специализированными организациями на договорной основе в соответствии с технологическими регламентами и эксплуатационными документами.

5.2.4 При эксплуатации МН (МНПП) и их объектов должны быть обеспечены:

— надежность, безопасность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;

— управление производственными процессами;

— контроль за работой МН (МНПП) и их объектов;

— своевременное проведение технического обслуживания и ремонта;

— своевременное проведение технического диагностирования;

— учет нефти (нефтепродуктов) и ведение установленной отчетности;

— разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти (нефтепродуктов) при последовательной перекачке, перевалке с одного вида транспорта на другой и выполнении других технологических операций, а также по экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоению новой техники;

— соблюдение показателей энергетической емкости и энергетической эффективности, установленных проектной документацией;

— промышленная, пожарная и экологическая безопасность МН (МНПП);

— создание безопасных условий труда;

— готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

— антитеррористическая и противокриминальная защита МН (МНПП) и их объектов.

5.2.5 Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации МН (МНПП) должны обеспечиваться следующими мерами:

— периодическим патрулированием трассы трубопровода, осмотрами и комплексными диагностическими обследованиями с использованием технических средств;

— поддержанием в исправном состоянии за счет своевременного выполнения технического обслуживания и ремонта;

— соблюдением технологических регламентов эксплуатации;

— своевременным выполнением мероприятий по подготовке к устойчивой работе в осенне-зимний период и период весеннего паводка, а также пожароопасный период;

— своевременной реконструкцией объектов в части морально устаревшего или изношенного оборудования;

— соблюдением требований к содержанию охранных зон и соблюдением минимальных расстояний, установленных нормативными правовыми актами и нормативными документами;

— соблюдением условий обеспечения взрывопожаробезопасности и противопожарной защиты;

— уведомлением руководителей организаций и информированием населения близлежащих населенных пунктов о местонахождении МН (МНПП) и мерах безопасности;

— регулярным повышением квалификации обслуживающего персонала.

5.2.6 При проведении технического диагностирования МН (МНПП) в периоды между капитальными ремонтами любых их участков или объектов должна регулярно осуществляться оценка текущего остаточного ресурса МН (МНПП) по требованиям нормативных документов федерального органа исполнительной власти в сфере экологического, технологического и атомного надзора (или иной нормативной документации, согласованной в установленном действующим законодательством Российской Федерации порядке). По результатам диагностирования МН (МНПП) организация, осуществлявшая диагностирование, выдает заключение экспертизы на соответствие технического состояния участка МН (МНПП) требованиям НД и определение срока безопасной эксплуатации участка ЛЧ МН (МНПП).

5.2.7 Для обеспечения устойчивой работы транспортной системы МН (МНПП) и выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти (нефтепродуктов) необходимо иметь в резервуарных парках мобильный (минимально необходимый) остаток нефти (нефтепродуктов), нормы которого ежегодно утверждаются эксплуатирующей организацией в соответствии с рекомендацией [2].

5.2.8 Для обеспечения сохранности качества нефти (нефтепродуктов) при приемо-сдаточных операциях требуется:

— выделение для каждой марки нефтепродукта и вида товарной нефти отдельных резервуаров;

— оснащение установленной запорной арматуры электроприводами;

— содержание в исправном состоянии оборудования резервуаров (запорной и дыхательной арматуры, пробоотборников и т. п.);

— своевременное удаление донных отложений из резервуаров;

— проведение контроля над уровнем и удалением подтоварной воды в резервуарах;

— обеспечение герметичности запорной арматуры технологических трубопроводов.

5.2.9 Для сокращения потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуарах необходимо:

— не допускать утечки нефти (нефтепродуктов) при сбросе подтоварной воды из резервуара;

— поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

— наносить на наружную поверхность резервуара светоотражающие светлые покрытия;

— предотвращать накопление донных отложений и процессы коррозии металла.

5.2.10 Технологические потери нефти при транспортировке по системам МН (МНПП) рассчитываются в соответствии с нормативами технологических потерь, утвержденными Министерством энергетики Российской Федерации.

5.2.11 Нормативы технологических потерь нефти (нефтепродуктов) с учетом технологических особенностей процесса транспортировки подлежат пересмотру по мере необходимости, но не реже одного раза в пять лет.

5.2.12 При вводе нового тарифного участка нормативы технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по нему рассчитываются по нормативной документации и используются в качестве временных сроком не более одного года до их утверждения в Министерстве энергетики РФ.

5.3 Требования к технологическим регламентам эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту МН (МНПП) и их объектов

5.3.1 Технологическими регламентами являются технические документы эксплуатирующей организации, определяющие требования и порядок действий, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации МН (МНПП).

5.3.2 Технологические регламенты разрабатываются эксплуатирующей организацией или сторонней организацией на договорной основе и утверждаются в установленном эксплуатирующей организацией порядке.

5.3.3 Технологические регламенты должны содержать конкретные указания персоналу о порядке действий и способах ведения работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту МН (МНПП) и их объектов, а также:

— перечень и описания возможных отказов МН (МНПП) и их объектов;

— перечни и критерии предельных состояний МН (МНПП) и их объектов;

— порядок действий персонала при отказе МН (МНПП) и их объектов;

— периодичность контроля технического состояния МН (МНПП) и их объектов.

5.3.4 При разработке технологических регламентов эксплуатации, технического обслуживания и ремонта МН (МНПП) и их объектов необходимо основываться на требованиях:

— законодательства Российской Федерации в области технического регулирования;

— проектных решений, характеристик применяемого оборудования и условий работы МН (МНПП), а также требованиях и рекомендациях предприятий — изготовителей применяемого оборудования;

— последовательности и периодичности проведения технических обслуживаний и ремонтов МН (МНПП);

— промышленной, пожарной, экологической безопасности и организации безопасных условий труда.

5.3.5 Технологические регламенты пересматриваются не реже одного раза в пять лет или при изменении состава документации, определяющей порядок эксплуатации МН (МНПП) и их безопасность, а также при внесении принципиальных изменений в технологическую схему и режимы работы МН (МНПП) и их объектов.