ГОСТ Р 55435-2013

ГОСТ Р 55435-2013 Магістральний трубопровідний транспорт нафти та нафтопродуктів. Експлуатація та технічне обслуговування. Основні положення

ГОСТ Р 55435-2013

НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ

Магістральний трубопровідний транспорт нафти та нафтопродуктів

ЕКСПЛУАТАЦІЯ ТА ТЕХНІЧНЕ ОБСЛУГОВУВАННЯ

Основні положення

Олії та оливні вироби trunk pipeline транспортування. Operation and maintenance. General principles

ГКС 75.180

Дата введення 2013-11-01

Передмова

1 РОЗРОБЛЕНО Товариством з обмеженою відповідальністю «Науково-дослідний інститут транспорту нафти та нафтопродуктів)» (ТОВ «НДІ ТНН»)

2 ВНЕСЕН ПІДКОМІТЕТОМ П. К. 7 «Магістральний трубопровідний транспорт нафти та нафтопродуктів» Технічного комітету зі стандартизації ТК 23 «Техніка та технології видобутку та переробки нафти та газу"

3 ЗАТВЕРДЖЕНИЙ І ВВЕДЕНИЙ У ДІЮ Наказом Федерального агентства з технічного регулювання та метрології від 23 травня 2013 р. N 121-ст

4 Цей стандарт розроблено з урахуванням основних нормативних положень міжнародного стандарту ISO 13623:2009* «Нафтова та газова промисловість. Системи транспортування трубопроводами» (ISO 13623:2009 «Petroleum and natural gas industries — Pipeline transportation systems», NEQ)
________________
* Доступ до міжнародних та зарубіжних документів можна отримати, перейшовши за посиланням на сайт shop.cntd.ru. - Примітка виробника бази даних.

5 У цьому стандарті реалізовані норми Федерального закону від 27 грудня 2002 р. N 184-Ф3 "Про технічне регулювання" та інших нормативних правових актів Російської Федерації

6 ВВЕДЕНО ВПЕРШЕ


Правила застосування цього стандарту встановлені у ГОСТ Р 1.0-2012 (розділ 8). Інформація про зміни до цього стандарту публікується у щорічному (станом на 1 січня поточного року) інформаційному покажчику «Національні стандарти», а офіційний текст змін та поправок — у щомісячному інформаційному покажчику «Національні стандарти». У разі перегляду (заміни) або скасування цього стандарту відповідне повідомлення буде опубліковано у найближчому випуску інформаційного покажчика «Національні стандарти». Відповідна інформація, повідомлення та тексти розміщуються також в інформаційній системі загального користування - на офіційному сайті національного органу Російської Федерації зі стандартизації в мережі Інтернет (gost.ru)

1 Область застосування

1.1 Цей стандарт встановлює норми та вимоги до:

- експлуатації, технічного обслуговування та ремонту споруд та обладнання магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- технологічним регламентам експлуатації магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- порядку організації та виконання робіт з діагностування, ремонту та ліквідації аварій та інцидентів на об'єктах магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

— захист від корозії лінійної частини та об'єктів магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- метрологічне забезпечення засобів вимірювання на магістральних нафтопроводах (нафтопродуктопроводах);

— технічним засобам та пристроям, що забезпечують визначення кількості та показників якості нафти (нафтопродуктів);

- забезпечення промислової, пожежної, екологічної безпеки та охорони праці в процесі експлуатації та технічного обслуговування магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- Організації робіт з експлуатації та технічного обслуговування магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів);

- Організації робіт з диспетчеризації транспорту нафти (нафтопродуктів);

- Кваліфікації персоналу.

1.2 При виконанні робіт, не регламентованих цим стандартом, організації, що експлуатують магістральні нафтопроводи та нафтопродуктопроводи, повинні керуватися вимогами чинного законодавства Російської Федерації в галузі технічного регулювання та внутрішніми нормативними документами експлуатуючої організації.

1.3 Цей стандарт поширюється на магістральні нафтопроводи (нафтопродуктопроводи), що діють і знаходяться в консервації, та їх об'єкти.

1.4 Вимоги цього стандарту не поширюються на трубопроводи для транспортування зріджених вуглеводневих газів та їх сумішей, конденсату нафтового газу та інших зріджених вуглеводнів з тиском насичених парів при температурі 20 °C понад 0,2 МПа, нафтопроводи (нафтопродуктопроводи) газом).

2 Нормативні посилання

У цьому стандарті використано нормативні посилання на такі стандарти:

ГОСТ 8.346-2000 Державна система забезпечення єдності вимірів. Резервуари сталеві горизонтальні циліндричні. Методика перевірки

ГОСТ 8.570-2000 Державна система забезпечення єдності вимірів. Резервуари сталеві вертикальні циліндричні. Методика перевірки

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартів безпеки праці. Організація навчання безпеки праці. загальні положення

ГОСТ 17.1.3.05 -82 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод від забруднення нафтою та нафтопродуктами

ГОСТ 17.1.3.10 -83 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод від забруднення нафтою та нафтопродуктами під час транспортування трубопроводом

ГОСТ 20911-89 Технічна діагностика. терміни та визначення

ГОСТ Р 8.563-2009 Державна система забезпечення єдності вимірів. Методики (методи) вимірів

ГОСТ Р 8.568-97 Державна система забезпечення єдності вимірів. Атестація випробувального обладнання. Основні положення

ГОСТ Р 8.595-2004 Державна система забезпечення єдності вимірів. Маса нафти та нафтопродуктів. Загальні вимоги до методик виконання вимірювань

ГОСТ Р 8.596-2002 Державна система забезпечення єдності вимірів. Метрологічне забезпечення вимірювальних систем. Основні положення

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартів безпеки праці. Кольори сигнальні, знаки безпеки та сигнальна розмітка. Призначення та правила застосування. Загальні технічні вимоги та характеристики. Методи випробувань

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до захисту від корозії

ГОСТ Р 51241-2008 Засоби та системи контролю та управління доступом. Класифікація. Загальні вимоги. Методи випробувань

ГОСТ Р 51558-2008 Засоби та системи охоронні телевізійні. Класифікація. Загальні вимоги. Методи випробувань

ГОСТ Р 52436-2005 Прилади приймально-контрольні охоронної та охоронно-пожежної сигналізації. Класифікація. Загальні технічні вимоги та методи випробувань

ГОСТ Р 53402-2009 Арматура трубопровідна. Методи контролю та випробувань

ГОСТ Р 53560-2009 Системи тривожної сигналізації. Джерела електроживлення. Класифікація. Загальні вимоги. Методи випробувань

ГОСТ Р 54907-2012 Магістральний трубопровідний транспорт нафти та нафтопродуктів. Технічне діагностування. Основні положення

Примітка — При користуванні цим стандартом доцільно перевірити дію стандартів посилань в інформаційній системі загального користування — на офіційному сайті Федерального агентства з технічного регулювання та метрології в мережі Інтернет або за щорічним інформаційним покажчиком «Національні стандарти», який опублікований станом на 1 січня поточного року та за випусками щомісячного інформаційного покажчика «Національні стандарти» за поточний рік. Якщо замінений стандарт посилання, на який дано недатоване посилання, рекомендується використовувати діючу версію цього стандарту з урахуванням усіх внесених до цієї версії змін. Якщо замінений стандарт, на який дано датоване посилання, то рекомендується використовувати версію цього стандарту із зазначеним вище роком затвердження (прийняття). Якщо після затвердження цього стандарту до посилального стандарту, на який дано датоване посилання, внесено зміну, що стосується положення, на яке дано посилання, то це положення рекомендується застосовувати без урахування цієї зміни. Якщо стандарт посилається без заміни, то положення, в якому дано посилання на нього, рекомендується застосовувати в частині, що не зачіпає це посилання.

3 Терміни та визначення

У цьому стандарті застосовані терміни відповідно до чинного законодавства України, а також такі терміни з відповідними визначеннями:

3.1 аварійний запас: Необхідний запас технологічного обладнання та матеріалів, визначений відповідно до встановлених норм, за номенклатурою та кількістю достатній для відновлення працездатності обладнання та споруд після аварій та інцидентів на об'єктах магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів) та для виконання позапланових ремонтів, не передбачений обслуговування та ремонту.

3.2 аварія на магістральному нафтопроводі (нафтопродуктопроводі): Небезпечна техногенна подія, що спричинила раптовий вилив або закінчення нафти (нафтопродукту), що супроводжується однією або кількома подіями, такими як:

- Займання нафти (нафтопродуктів) або вибух їх пари;

- забруднення будь-якого водотоку, річки, озера, водосховища або будь-якого водоймища понад межі, встановлені стандартами на якість води Російської Федерації, що викликало зміну забарвлення поверхні води або берегів або призвело до утворення емульсії, що знаходиться нижче рівня води, або випадання відкладень на дно або берега ;

- Утворення витоку нафти (нафтопродукту) в обсязі 10 м і більше.

3.3 введення в експлуатацію: Подія, яка фіксує готовність об'єкта до використання за призначенням, документально оформлена в установленому порядку.

Примітка - До введення в експлуатацію додатково відносять підготовчі роботи, контроль, приймання та закріплення об'єкта за підрозділом, що експлуатує.

3.4 внутрішньотрубне діагностування: Комплекс робіт, що забезпечує отримання інформації про дефекти, зварні шви, особливості трубопроводу та їх місцезнаходження з використанням внутрішньотрубних інспекційних приладів, в яких реалізовані різні види неруйнівного контролю, для виявлення на основі цієї інформації наявності та характеру дефектів.

3.5 внутрішньотрубний інспекційний прилад: Пристрій, що переміщується всередині трубопроводу потоком продукту, що перекачується, забезпечений засобами контролю та реєстрації даних про дефекти та особливості стінки трубопроводу, зварних швів та їх місцезнаходження.

3.6 Дефектна ділянка трубопроводу: Секція трубопроводу, що містить один і більше дефектів.

3.7 дефект нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Відхилення параметрів (характеристик) нафтопроводів (нафтопродуктопроводів) або їх елементів від вимог, встановлених у нормативних документах.

3.8 диспетчер: Оперативний персонал, який виконує оперативне управління товарно-комерційною діяльністю для організації транспорту нафти (нафтопродуктів) магістральними нафтопроводами (нафтопродуктопроводами).

3.9 диспетчерський зв'язок (канал): Комплекс технічних засобів зв'язку різних видів, що надаються оперативно-технічному персоналу, який організовує та супроводжує транспорт нафти (нафтопродуктів).

3.10 інструкція: Документ, що містить вказівки про порядок виконання робіт, експлуатацію обладнання та інструменту, користування засобами захисту тощо.

3.11 інцидент на магістральному нафтопроводі (нафтопродуктопроводі): Відмова або пошкодження трубопроводу, обладнання або технічних пристроїв на об'єктах експлуатуючої організації, відхилення від режиму технологічного процесу, що супроводжуються порушенням герметичності трубопроводу з витоком нафти (нафтопродуктів) об'ємом менше 10 м без запалення нафти (нафтопродуктів) або вибуху їх пари та без забруднення водотоків.

3.12 виконавча документація: Комплект текстових та графічних матеріалів, оформлених у встановленому порядку, що відображають фактичне виконання проектних рішень, фактичне положення об'єктів будівництва та їх елементів у процесі будівництва, реконструкції, капітального ремонту у міру завершення робіт, що визначені у проектній документації.

3.13 камера пуску: Спеціальний пристрій, що забезпечує пуск внутрішньотрубних очисних, діагностичних та розділових пристроїв у потоці продукту, що перекачується, в магістральний нафтопровід (нафтопродуктопровід).

3.14 камера прийому: Спеціальний пристрій, що забезпечує прийом внутрішньотрубних очисних, діагностичних, розділових і герметизуючих пристроїв у потоці продукту, що перекачується, з магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу).

3.15 капітальний ремонт об'єкта, спорудження магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Комплекс технічних заходів, спрямованих на повне або часткове відновлення об'єкта, що експлуатується, спорудження магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) до проектних характеристик з урахуванням вимог нормативних документів.

3.16 комплексне випробування: Перевірка, регулювання та забезпечення взаємопов'язаної роботи обладнання у передбаченому проектною документацією технологічному процесі на холостому ходу з подальшим переведенням обладнання на роботу під навантаженням та виведенням на стійкий проектний технологічний режим.

3.17 лінійна виробничо-диспетчерська станція; ЛВДС: Виробничий підрозділ експлуатуючої організації, що забезпечує безперебійну роботу та експлуатацію обладнання, а також господарську діяльність двох або більше станцій, що перекачують, і ділянок магістрального трубопроводу, закріплених за ними.

3.18 лінійна частина магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Складова частина магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), що складається з трубопроводів (включаючи запірну та іншу арматуру, переходи через природні та штучні перешкоди), установок електрохімічного захисту від корозії та вздовж трас. пристроїв та споруд, призначена для транспортування нафти (нафтопродуктів).

3.19. вимогам нормативних документів, від пунктів прийому до пунктів здачі споживачам або перевалки на інший вид транспорту.

3.20 міра місткості: Засіб вимірювання обсягу нафти (нафтопродуктів), що має свідоцтво про повірку та градуювальну таблицю (резервуари, залізничні цистерни, танки наливних суден).

3.21 міра повної місткості: Засіб вимірювання обсягу нафти (нафтопродуктів), що має свідоцтво про повірку та оснащений покажчиком рівня наповнення (автоцистерни, причепи-цистерни, напівпричепи-цистерни).

3.22 мінімальні відстані: Відстань до магістральних трубопроводів від будівель, будівель, споруд та інших об'єктів, що визначають межі територій з особливими умовами використання, що встановлюються вздовж лінійної частини магістральних трубопроводів та навколо інших об'єктів магістральних трубопроводів з метою забезпечення безпеки людей, будівель та будівель.

3.23 нормативи технологічних втрат нафти під час транспортування: Укрупнені норми, які враховують загальні питомі технологічні втрати нафти загалом по тарифному ділянці.

3.24 норми технологічних втрат нафти під час транспортування: Гранично допустимі величини неминучих і безповоротних втрат, обумовлених особливостями технологічних процесів транспортування нафти та фізичними процесами, що їх супроводжують.

3.25 об'єкт магістрального трубопроводу: Виробничий комплекс (частина магістрального трубопроводу), який може включати трубопроводи, будівлі, основне та допоміжне обладнання, установки та інші пристрої, що забезпечують його безпечну та надійну експлуатацію.

3.26 відгалуження нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Ділянка нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), що не має станцій, що перекачують, що з'єднує магістральний нафтопровід (нафтопродуктопровід) з підприємствами видобутку, накопичення, споживання, розподілу та переробки нафти (нафтопродуктів).

3.27 відмова: Подія, що полягає у порушенні працездатного стану технічних пристроїв, які застосовуються на об'єктах магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), внаслідок конструктивних порушень, недотримання встановленого процесу експлуатації (режиму) або ремонту.

3.28 охоронна зона магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Територія або акваторія з особливими умовами використання, що встановлюється вздовж та/або навколо об'єктів магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), інженерних комунікацій з метою забезпечення їхньої безпеки.

3.29 станція магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), що перекачує: Об'єкт магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), що включає комплекс будівель, споруд та пристроїв для прийому, накопичення, обліку та перекачування нафти (нафтопродуктів) магістральним нафтопроводом (нафта).

3.30 перекачування: Процес переміщення нафти (нафтопродуктів) трубопроводом.

3.31 перехід нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) підводний: Ділянка нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), прокладеного через судноплавні водні перешкоди або несудноплавні водні перешкоди шириною по дзеркалу води в межу 10 м і більше і глибиною 1,5 м і більше, або шириною по дзеркалу м і більше незалежно від глибини, що є різновидом переходу через перешкоди.

3.32 перехід нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) через малий водотік: Ділянка нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), прокладеного через несудохідний водотік або водоймище шириною по дзеркалу води в межу менше 25 м і глибиною менше 1,5 м або шириною по дзеркалу води в межу менше 10 м незалежно від глибини, що є різновидом переходу через водні перешкоди.

3.33 перехід нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) підземний: Ділянка нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), прокладеного через штучну або природну перешкоду під землею, крім ділянок, що належать до підводного переходу нафтопроводу (нафтопродуктопроводу).

3.34 пошкодження: Порушення справного стану технічного пристрою та/або обладнання при збереженні його працездатності.

3.35 приймання об'єкта в експлуатацію: Юридична дія офіційного визнання уповноваженим органом (приймальною комісією) факту створення об'єкта та відповідності цього об'єкта затвердженому проекту.

3.36 приймально-здавальний пункт: Пункт з урахування кількості та оцінки якості нафти (нафтопродуктів), на якому підрозділи приймаючої та здаючої нафти (нафтопродукти) сторін виконують операції приймання-здавання нафти (нафтопродуктів).

3.37 прийом (здавання) нафти (нафтопродукту): Процес приймання-передачі нафти (нафтопродукту) між організаціями відповідно до чинних положень.

3.38 пункт підігріву нафти магістрального трубопроводу: Комплекс споруд та обладнання, що забезпечує підігрів нафти, що перекачується магістральним трубопроводом з метою зниження в'язкості.

3.39 працездатний стан трубопроводу: Стан трубопроводу, при якому значення всіх параметрів, що характеризують здатність виконувати задані функції, відповідають вимогам нормативної та конструкторської документації.

3.40 резервуар: Спорудження, ємність, розташована горизонтально або вертикально, призначена для прийому, накопичення, вимірювання об'єму та здачі рідини.

3.41 резервуарний парк: Комплекс взаємопов'язаних резервуарів та іншого технологічного обладнання, за допомогою якого здійснюється виконання технологічних операцій прийому, накопичення, вимірювання обсягу та відкачування нафти (нафтопродуктів).

3.42 ремонт обладнання (ремонт): Комплекс заходів щодо відновлення справності, працездатності, ресурсу обладнання та споруд об'єктів магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу).

3.43 самопливна ділянка нафтопроводу: Ділянка лінійної частини магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) від перевальної точки у напрямку потоку нафти (нафтопродукту), в межах якого здійснюється безнапірний перебіг нафти (нафтопродукту), включаючи ділянку з неповним перетином.

3.44 система вимірювань кількості та показників якості нафти (нафтопродуктів): Сукупність функціонально об'єднаних засобів вимірювань, систем обробки інформації, технологічного та іншого обладнання, призначена для прямих чи непрямих динамічних вимірювань маси та інших показників нафти та продуктів її переробки.

3.45 система електрохімічного захисту: Комплекс засобів електрохімічного захисту, встановлений на всьому протязі магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів) та призначений для захисту магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів) від корозійних пошкоджень.

3.46 поточний ремонт обладнання (поточний ремонт): Ремонт, що виконується для забезпечення або відновлення працездатності обладнання та споруд, що полягає у заміні та/або відновленні окремих частин.

3.47 термінал перевалочний: Комплекс споруд та пристроїв, що входить до складу магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), призначений для прийому нафти (нафтопродуктів) з магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу), накопичення та відвантаження на інші види транспорту, а також відвантаження з іншого виду транспорту (нафтопродуктопровід).

3.48 технічний коридор магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Територія, через яку проходить нафтопровід (нафтопродуктопровід) або система паралельно прокладених нафтопроводів (нафтопродуктопроводів) та комунікацій, обмежена з двох сторін охоронними зонами.

3.49 технічне діагностування: Визначення технічного стану об'єкта (за ГОСТ 20911 ).

Примітки

1 Завданнями технічного діагностування є:

- Контроль технічного стану;

- Пошук місця та визначення причин відмови (несправності);

- Прогнозування технічного стану.

2 Термін «технічне діагностування» застосовують у найменуваннях і визначеннях понять, коли задачі технічного діагностування, що вирішуються, рівнозначні або основним завданням є пошук місця та визначення причин відмови (несправності).

3 Термін "контроль технічного стану" застосовують, коли основним завданням технічного діагностування є визначення виду технічного стану.

3.50 технічне обслуговування магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Комплекс заходів щодо підтримки працездатності та справності об'єктів магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу).

3.51 технічний огляд: Оцінка технічного стану промислових об'єктів після закінчення встановленого нормативно-технічною документацією терміну служби з метою оцінки стану, встановлення строків подальшої роботи та умов експлуатації.

3.52 технічний стан: Стан, який характеризується у певний момент часу за певних умов довкілля значеннями параметрів, встановлених технічною документацією.

3.53 технологічна карта: Документ, призначений для виконання технологічного процесу та визначальний склад операцій та засобів автоматизації, вимоги до якості, трудомісткість, ресурси та заходи щодо безпеки.

3.54 технологічні нафтопроводи (нафтопродуктопроводи): Внутрішньомайданні трубопроводи між точками врізання в магістральний нафтопровід (нафтопродуктопровід) на вході та виході перекачувальних станцій, перевалочних терміналів, приймально-здавальних пунктів; трубопроводи дренажу та витоків від насосних агрегатів, дренажу фільтрів-грязеуловлювачів, регуляторів тиску, вузлів обліку нафти (нафтопродуктів); скидання тиску від запобіжних клапанів, системи згладжування хвиль тиску, обв'язування ємностей скидання та гасіння ударної хвилі, відкачування з ємностей збирання витоків; зливно-наливних естакад; випорожнення стендерів морських терміналів, системи уловлювання легких фракцій.

3.55 технологічні втрати нафти (нафтопродуктів) на об'єктах МН (МНВП): безповоротні неминучі втрати нафти (нафтопродуктів), обумовлені технологічними процесами транспортування по МН (МНВП) та перевалки, встановленими проектною документацією, а також фізико-хімічними властивостями нафтопродуктів, що транспортуються.

3.56 транспортування нафти (нафтопродуктів): Сукупність операцій, що включає операції прийому нафти (нафтопродукту) на початковому приймально-здавальному пункті, перекачування по системі магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів), здачу на кінцевому приймально-здавальному пункті, злив.

3.57 траса трубопроводу: Положення осі трубопроводу, що визначається на території її проекцією на горизонтальну та вертикальну площині.

3.58 вузол пуску засобів очищення та діагностування (вузол пуску СОД): Виробничий майданчик з комплексом взаємопов'язаного обладнання, призначеного для проведення технологічних операцій та пуску внутрішньотрубних очисних, діагностичних та розділових пристроїв у потоці середовища, що перекачується в магістральному нафтопроводі (нафтопродуктопроводі).

3.59 вузол прийому засобів очищення та діагностування (вузол прийому СОД): Виробничий майданчик із комплексом взаємопов'язаного обладнання, призначеного для проведення технологічних операцій з прийому та вилучення внутрішньотрубних очисних, діагностичних, розділових та герметизуючих пристроїв з магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів).

3.60 керуючий диспетчер: Оперативний персонал, що безпосередньо виконує пуск, переведення з одного режиму на інший, зупинку перекачування нафти (нафтопродуктів) магістральними нафтопроводами (нафтопродуктопроводами), а також технологічні перемикання обладнання об'єктів магістральних нафтопроводів (нафтопродуктопроводів).

3.61 експлуатація магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу): Використання магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу) за призначенням, визначеним проектною документацією.

3.62 експлуатуюча організація: Юридична особа, створена відповідно до цивільного законодавства Російської Федерації, забезпечена персоналом та технічними засобами, необхідними для управління, обслуговування та підтримки у безпечному стані магістрального нафтопроводу (нафтопродуктопроводу).

3.63 електроустановка: Сукупність машин, апаратів, ліній та допоміжного обладнання (разом із спорудами та приміщеннями, в яких вони встановлені), призначених для виробництва, перетворення, трансформації, передачі, розподілу електричної енергії та перетворення її в інший вид енергії.

4 Скорочення

У цьому стандарті застосовані такі скорочення:

АСУ ТП - автоматизована система управління технологічним процесом;

ІТСО - інженерно-технічні засоби охорони;

КВП - контрольно-вимірювальні прилади;

ЛВДС - лінійна виробничо-диспетчерська станція;

ЛЧ - лінійна частина;

МН - магістральний нафтопровід;

МНВП - магістральний нафтопродуктопровід;

МНС Росії - Міністерство Російської Федерації у справах цивільної оборони, надзвичайних ситуацій та ліквідації наслідків стихійних лих;

НД - нормативний документ;

ПЛВА – план ліквідації можливих аварій;

ПМН - перехід магістрального нафтопроводу;

ПМНВП - перехід магістрального нафтопродуктопроводу;

ПС - станція, що перекачує;

ПСП - приймально-здавальний пункт;

Ростехнагляд - Федеральна служба з екологічного, технологічного та атомного нагляду;

РП – резервуарний парк;

СІ - засіб вимірювання;

СІКН - система вимірювань кількості та показників якості нафти (нафтопродуктів);

СОД - засоби очищення та діагностування;

НС - надзвичайна ситуація на магістральному нафтопроводі (нафтопродуктопроводі);

ЕХЗ – електрохімічний захист.

5 Загальні вимоги до приймання в експлуатацію, експлуатації та технологічних регламентів експлуатації МН (МНВП)

5.1 Приймання в експлуатацію МН (МНВП) та їх об'єктів

5.1.1 До експлуатації допускаються МН (МНВП) та їх об'єкти, як новозбудовані, так і після капітального ремонту, реконструкції, після виведення з консервації та утримання в безпечному стані, відповідні проектної документації та пройшли приймання відповідно до Містобудівного кодексу Російської Федерації [ 1].

5.1.2 Приймання в експлуатацію новозбудованих, а також після капітального ремонту, реконструкції МН (МНПП) та їх об'єктів має проводитися приймальною комісією експлуатуючої організації відповідно до Містобудівного кодексу Російської Федерації [1].

5.1.3 До пред'явлення новозбудованих, а також після проведеної реконструкції або капітального ремонту МН (МНВП) та їх об'єктів приймальної комісії має бути проведено приймання МН (МНВП) та їх об'єктів робочою комісією, що призначається експлуатуючою організацією.

5.1.4 Приймання новозбудованих, а також після проведеної реконструкції або капітального ремонту МН (МНВП) та їх об'єктів оформляється актом приймальної комісії, підписаним усіма її членами. Датою приймання об'єкта в експлуатацію вважається дата підписання акта приймальною комісією.

5.1.5 Обладнання та пристрої об'єктів МН (МНВП), що підлягають реєстрації в державних наглядових органах, повинні бути зареєстровані та засвідчені на відповідність вимогам Містобудівного кодексу Російської Федерації [1] до введення в експлуатацію.

5.1.6 До введення в експлуатацію новозбудованих МН (МНВП), завершення робіт з їх реконструкції або капітального ремонту має бути проведене їхнє технічне діагностування та усунуто всі дефекти, утворені під час будівництва. Усунення дефектів повинне виконуватися силами та за рахунок підрядної організації, яка здійснює будівництво.

5.1.7 Експлуатуюча організація після введення в експлуатацію новозбудованих МН (МНВП), завершення робіт з їх реконструкції або капітального ремонту повинна передати матеріали фактичного розташування (виконавча зйомка) МН (МНВП) та їх об'єктів до комітетів із земельних ресурсів та землеустрою місцевих органів виконавчої влади нанесення на кадастрові карти районів.

5.2 Експлуатація М. Н. (МНВП) та їх об'єктів

5.2.1 При експлуатації МН (МНВП) та їх об'єктів здійснюються прийом, перекачування, здавання нафти (нафтопродуктів), технічне обслуговування, проведення діагностування та ремонту об'єктів МН (МНВП), а також оперативний контроль та управління організаційними та технологічними процесами.

5.2.2 Склад М. М. (МНВП), їх конструктивні та технологічні параметри встановлюються проектною документацією залежно від призначення, природно-кліматичних умов розміщення МН (МНВП), фізико-хімічних властивостей нафти (нафтопродуктів), обсягу та відстані перекачування.

5.2.3 Експлуатація М. М. (МНВП) та їх об'єктів повинна здійснюватися експлуатаційно-ремонтним персоналом експлуатуючої організації або спеціалізованими організаціями на договірній основі відповідно до технологічних регламентів та експлуатаційних документів.

5.2.4 При експлуатації МН (МНВП) та їх об'єктів мають бути забезпечені:

- надійність, безпека та економічність роботи всіх споруд та обладнання;

- Управління виробничими процесами;

- Контроль за роботою МН (МНВП) та їх об'єктів;

- своєчасне проведення технічного обслуговування та ремонту;

- Своєчасне проведення технічного діагностування;

- Облік нафти (нафтопродуктів) та ведення встановленої звітності;

- розробка та впровадження заходів щодо скорочення втрат нафти (нафтопродуктів) при послідовному перекачуванні, перевалці з одного виду транспорту на інший та виконанні інших технологічних операцій, а також з економії електроенергії, палива, матеріалів та інших ресурсів, освоєння нової техніки;

- Дотримання показників енергетичної ємності та енергетичної ефективності, встановлених проектною документацією;

- Промислова, пожежна та екологічна безпека МН (МНВП);

- Створення безпечних умов праці;

- готовність до ліквідації аварій, пошкоджень та їх наслідків;

— антитерористичний та протикримінальний захист МН (МНВП) та їх об'єктів.

5.2.5 Безпека, ефективність та надійність експлуатації МН (МНВП) повинні забезпечуватися такими заходами:

— періодичним патрулюванням траси трубопроводу, оглядами та комплексними діагностичними обстеженнями з використанням технічних засобів;

- Підтримкою у справному стані за рахунок своєчасного виконання технічного обслуговування та ремонту;

- Дотриманням технологічних регламентів експлуатації;

— своєчасним виконанням заходів щодо підготовки до стійкої роботи в осінньо-зимовий період та період весняної повені, а також пожежонебезпечний період;

- своєчасною реконструкцією об'єктів у частині морально застарілого чи зношеного обладнання;

— дотриманням вимог щодо утримання охоронних зон та дотриманням мінімальних відстаней, встановлених нормативними правовими актами та нормативними документами;

- Дотриманням умов забезпечення вибухопожежобезпеки та протипожежного захисту;

— повідомленням керівників організацій та інформуванням населення прилеглих населених пунктів про місцезнаходження МН (МНВП) та заходи безпеки;

- Регулярним підвищенням кваліфікації обслуговуючого персоналу.

5.2.6 При проведенні технічного діагностування МН (МНВП) у періоди між капітальними ремонтами будь-яких їх ділянок або об'єктів повинна регулярно здійснюватись оцінка поточного залишкового ресурсу МН (МНВП) за вимогами нормативних документів федерального органу виконавчої влади у сфері екологічного, технологічного та атомного нагляду (або іншої нормативної документації, узгодженої в установленому чинним законодавством України порядку). За результатами діагностування МН (МНВП) організація, яка здійснювала діагностування, видає висновок експертизи на відповідність технічного стану ділянки МН (МНВП) вимогам НД та визначення терміну безпечної експлуатації ділянки ЛЧ МН (МНВП).

5.2.7 Для забезпечення сталої роботи транспортної системи МН (МНВП) та виконання договірних зобов'язань щодо транспортування нафти (нафтопродуктів) необхідно мати в резервуарних парках мобільний (мінімально необхідний) залишок нафти (нафтопродуктів), норми якого щорічно затверджуються експлуатуючою організацією відповідно до рекомендації [ 2].

5.2.8 Для забезпечення безпеки якості нафти (нафтопродуктів) при приймально-здавальних операціях потрібно:

- виділення для кожної марки нафтопродукту та виду товарної нафти окремих резервуарів;

- Оснащення встановленої запірної арматури електроприводами;

- утримання у справному стані обладнання резервуарів (запірної та дихальної арматури, пробовідбірників тощо );

- своєчасне видалення донних відкладень із резервуарів;

- Проведення контролю над рівнем та видаленням підтоварної води в резервуарах;

- Забезпечення герметичності запірної арматури технологічних трубопроводів.

5.2.9 Для скорочення втрат нафти (нафтопродуктів) у резервуарах необхідно:

- Не допускати витоку нафти (нафтопродуктів) при скиданні підтоварної води з резервуару;

- підтримувати повну технічну справність та герметичність резервуарів;

- наносити на зовнішню поверхню резервуара світловідбивні світлі покриття;

— запобігати накопиченню донних відкладень та корозії металу.

5.2.10 Технологічні втрати нафти під час транспортування систем МНПП (МНПП) розраховуються відповідно до нормативами технологічних втрат, затвердженими Міністерством енергетики Російської Федерації.

5.2.11 Нормативи технологічних втрат нафти (нафтопродуктів) з урахуванням технологічних особливостей процесу транспортування підлягають перегляду в міру необхідності, але не рідше ніж один раз на п'ять років.

5.2.12 При запровадженні нової тарифної ділянки нормативи технологічних втрат нафти (нафтопродуктів) у ньому розраховуються по нормативної документації і застосовуються як тимчасових терміном трохи більше року до їх затвердження у Міністерстві енергетики РФ.

5.3 Вимоги до технологічних регламентів експлуатації, технічного обслуговування та ремонту МН (МНВП) та їх об'єктів

5.3.1 Технологічними регламентами є технічні документи експлуатуючої організації, що визначають вимоги та порядок дій, спрямованих на забезпечення надійної та безпечної експлуатації МН (МНВП).

5.3.2 Технологічні регламенти розробляються експлуатуючою організацією або сторонньою організацією на договірній основі та затверджуються у встановленому експлуатуючою організацією порядку.

5.3.3 Технологічні регламенти повинні містити конкретні вказівки персоналу про порядок дій та способи ведення робіт з експлуатації, технічного обслуговування та ремонту МН (МНВП) та їх об'єктів, а також:

- перелік та описи можливих відмов МН (МНВП) та їх об'єктів;

- Переліки та критерії граничних станів МН (МНВП) та їх об'єктів;

- Порядок дій персоналу при відмові МН (МНПП) та їх об'єктів;

- Періодичність контролю технічного стану МН (МНПП) та їх об'єктів.

5.3.4 При розробці технологічних регламентів експлуатації, технічного обслуговування та ремонту МН (МНВП) та їх об'єктів необхідно ґрунтуватися на вимогах:

- законодавства Російської Федерації у галузі технічного регулювання;

— проектних рішень, характеристик обладнання та умов роботи МН (МНВП), а також вимог і рекомендацій підприємств — виробників застосовуваного обладнання;

— послідовності та періодичності проведення технічних обслуговувань та ремонтів МН (МНВП);

- Промислової, пожежної, екологічної безпеки та організації безпечних умов праці.

5.3.5 Технологічні регламенти переглядаються не рідше одного разу на п'ять років або при зміні складу документації, що визначає порядок експлуатації МН (МНВП) та їхню безпеку, а також при внесенні принципових змін до технологічної схеми та режимів роботи МН (МНВП) та їх об'єктів.