5.4.1 Диагностирование резервуаров должно проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров МН и нефтебаз и нормативной документации.
Периодичность диагностирования:
- частичное - не реже одного раза в 5 лет;
- полное - один раз в 10 лет.
5.4.2 Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы или прошедших капитальный ремонт, периодичность диагностирования составляет соответственно 4 года и 8 лет.
5.4.3 Первоочередному диагностическому обследованию должны подвергаться резервуары:
- находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;
- изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;
- находящиеся в эксплуатации более 20 лет;
- в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.
5.4.4 Частичное диагностирование должно проводиться без вывода резервуаров из эксплуатации, полная - после вывода резервуаров из эксплуатации, их опорожнения, очистки и дегазации.
5.4.5 Перечень работ, выполняемых при диагностировании резервуаров, а также порядок их выполнения определяется в соответствии с требованиями нормативной документации.
5.4.6 По результатам диагностирования исполнителями должен составляться отчет, в котором приводится оценка технического состояния резервуара и рекомендации по устранению обнаруженных дефектов.
5.4.7 На основании диагностирования резервуаров должен составляться график ремонта (в т.ч. капитального), который утверждается руководством ОАО МН (или его филиала).
5.4.8 Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара должна проводиться на основании результатов полного диагностирования, условий эксплуатации, статистики отказов и других факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.
5.4.9 Критерием для полной отбраковки резервуара является неудовлетворительное качество металла по механическим свойствам, по износу и экономическая нецелесообразность проведения ремонта.
6.1.1 Оценка технического состояния линейной части МН, его ремонтопригодность, выбор вида и способа ремонта должны проводиться на основе результатов комплексных обследований.
6.1.2 В состав комплексных обследований входит:
- диагностическое обследование линейной части магистральных нефтепроводов (ЛЧ МН) с применением ВИС в соответствии с 5.1.10;
- дефектоскопия стенки трубопровода или сварных стыков с применением акустико-эмиссионных, ультразвуковых методов;
- анализ изменений защитного потенциала трубопровода за период эксплуатации;
- дефектоскопия изоляции;
- сбор информации по техническим характеристикам состояния изоляции;
- сбор информации по ремонту;
- анализ статистических данных аварийности;
- оценка загруженности МН в перспективе.
6.1.3 По результатам анализа комплексных обследований и обработки данных проводится:
- уточнение местоположения дефектного участка нефтепровода;
- определение ремонтопригодности обследованного участка;
- планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения трубопровода;
- выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности нефтепровода с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.
6.1.4 Оценка технического состояния объектов НПС, резервуаров, технологических трубопроводов должна проводиться на основе анализа результатов комплексной диагностики, выполненных согласно требованиям раздела 5 настоящих Правил с учетом результатов автоматизированного сбора, обработки, хранения и выдачи информации единой системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) оборудования и сооружений МН с учетом срока их службы.
studfiles.net
________________________________________ © А. А. Алёшкина, П. В. Бурков,С. П. Буркова, 2011УДК 62−408. 64А.A. Алёшкина, П. В. Бурков, С.П. БурковаИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ДНИЩА РЕЗЕРВУАРОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХРассмотрены методы проведения диагностики состояния днища резервуаров вертикальных стальных, выявлены причины деформации днища.Ключевые слова: техническое диагностирование, резервуар вертикальный стальной, днище, остаточный ресурс, ультразвуковой контроль, дефект, осадка основания, сварной шов, хлопун.Согласно действующим нормативным документам, регламентирующим техническое диагностирование стальных вертикальных резервуаров (РВС), основой оценки технического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности является диагностическое обследование всех элементов конструкции РВС, в том числе днища и стенки. На основе совокупности полученных диагностических данных вырабатываются рекомендации об условиях дальнейшей безопасной эксплуатации РВС с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований и необходимости проведения ремонта или вывода из эксплуатации. При этом от полноты и качества информации, получаемой при обследовании, зависит, с одной стороны, безопасность при эксплуатации РВС, а с другой, стоимость обеспечения приемлемого уровня безопасности, которая определяется объемом ремонтных и восстановительных работ, предписываемых к проведению по результатам технического диагностирования [1−3].Днище и первый пояс стенки относятся к наиболее значимым элементам конструкции РВС, связанных с влиянием следующих неблагоприятных эксплуатационных и технологических факторов:— коррозией внутренней и внешней поверхности, обусловленной, соответственно, агрессивной средой хранимых продуктов и воздействием внешних факторов, в том числе перепадов температуры, осадков, уровня влажности воздуха и т. п. -— качеством изготовления РВС, в том числе фундамента и основания-— эффективностью электрохимической защиты (ЭХЗ) —— механическими воздействиями, вызванными, например, влиянием геологических и геофизических факторов, формирующих участки повышенных локальных напряжений металла.[4].По действующим правилам для контроля состояния металла днища и стенки РВС рекомендовано использование следующих методов:— при частичной диагностике — акусто-эмиссионное обследование (АЭ), визуальный инструментальный контроль (ВИК), ультразвуковой контроль (УЗК) —— при полной диагностике — диагностическое обследование с применением различных методов неразрушающего контроля, в том числе визуального инструментального контроля, ультразвукового контроля, магнитного контроля (МК) и т. п. [5].Состояние защитного изоляционного покрытия (ЗИП), применяемого для предотвращения коррозии металла днища и стенки РВС, также подлежит оценке при проведении диагностических работ.Согласно традиционно принятым в России методам диагностического обследования днищ РВС наибольшее распространение получил ультразвуковой контроль. Однако физические особенности УЗК не позволяют осуществить 100% контроль днища. Кроме того, применение УЗК предусматривает обязательный демонтаж защитного изоляционного покрытия независимо от его состояния. Поэтому в настоящее время применение УЗК предполагает не сплошное обследование, а контроль в дискретных точках. При этом велика вероятность пропуска дефектов, в особенности коррозионных повреждений днища, расположенных со стороны гидрофобного слоя.Опыт диагностического обследования днищ резервуаров показывает, что не менее 30% РВС подвержены возникновению указанных дефектов, которые при традиционном подходе к осуществлению контроля не могут быть выявлены. Результаты сравнительного анализа возможностей различных технологий, используемых при диагностическом обследовании днищ РВС приведен в таблице.№ Свойство Сравнение технологий НК днища и стенки РВСАЭ ВИК УЗК МК1 Контроль без демон- + - - +тажа ЗИП2 Контроль 100% площади днища и стенки — + - +3 Возможность контроля при полной диагностике — + + +4 Возможность контроля при частичной диагностике + только стенка только стенка только стенка5 Возможность выявления как наружных так и внутренних дефектов + - + +6 Определение местоположения дефектов (внешний/ внутренний) — - + +7 Определение координаты дефектов — + + +8 Оценка размеров дефектов — - + +9 Определение остаточной толщины металла днища и стенки — - + +10 Оценка толщины ЗИП — - - +Техническое диагностирование резервуара, как элемент системы регламентированных работ для поддержания резервуара в работоспособном состоянии проводится с целью оценки технического состояния резервуара.В работе рассмотрен РВС вместимостью 1000 м³, предназначенный для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов при рабочем давлении — налив. Резервуар установлен на фундаменте, имеет вертикальную стенку, образованную из 6 поясов, цилиндрической формы, днище и коническую кровлю. Резервуар смонтирован из рулонированных конструкций. Все сварные соединения— стыковые, выполнены автоматической электродуговой сваркой. Монтажный сварной шов днища — нахлесточный, выполнен ручной электродуговой сваркой. Форма сварных швов: Ширина сварного шва 12−14 мм, высотаХлогун№ 2Рис. 1. Карта-схема расположения дефектов формы и листов днища резервуара РВС-1000 мсварного шва 2,0−2,5 мм, чешуйчатость поверхности металла сварных швов до 0,2 мм. Днище резервуара выполнено из стали СтЗсп, толщина листов 4 мм. Высота взлива хранимых нефтепродуктов 8300 мм. Период эксплуатации резервуара 42 года, количество циклов нагружения в среднем составляет 12 повторений в год.При плановом мониторинге недопустимых дефектов сварных соединений не обнаружено, сварные швы удовлетворяют ГОСТ 8713–79, ГОСТ 5264–80, СНиП Ш-18−75, но на поверхности днища обнаружены следующие дефекты, рис. 1:Хлопун № 1 размером 1440×1500 мм, площадью 2,1 м² и высотой до 50 мм-Хлопун № 2 размером 1000×1200 мм, площадью 1,2 м² и высотой до 40 мм.Согласно практическим данным наиболее распространенными источниками аварий резервуаров являются концентраторы напряжений в сочетании с низким качеством стали и неблагоприятными воздействиями: низкой температурой, коррозионным износом, непроектным вакуумом, неравномерной осадкой основания и т. д.Среди концентраторов напряжений локальные несовершенства формы: вмятины, выпучины и хлопуны можно выделить в отдельную группу. Анализ результатов тех-нических освидетельствований показывает, что около половины обследуемых резервуаров имеют вмятины и хлопуны, приблизительно пятая часть которых не удовлетворяет действующим нормам.Для определения в днище РВС напряжений, превышающих допустимые, и установления диапазона изменения численных характеристик процессов, влияющих на деформацию, проводится расчет напряжений (на прочность), возникающих в РВС, с помощью программного продукта ANSYS применительно к эксплуатации РВС [6−7]. На рисунке 2 показан результат расчета действия касательных сил на днище РВС, полученный с помощью программы ANSYS, а на рисунке 3 показана интерпретация данного результата в графическом виде. Волнистость днища возрастает в зависимости от наличия концентраторов напряжения в металле днища, температурного режима эксплуатации резервуара, что приводит к интенсивной коррозии днища особенно в местах скопления отстоявшейся воды. Степень поражения днища коррозией в большинстве случаев остается не-выявленной из-за трудности опорожнения и очистки резервуаров и становится известной только после прорыва днища.Полученные и представленные на рис. 2 и 3 результаты позволяют сделать следующие выводы:— изменение значений напряжений, возникающих при выпучивании днища, может достигать величин, близких к пределу текучести стали, что снижает уровень надежности РВС-— изменение условий взаимодействия днища с кровлей усложняют процессы деформации, что вызывает необходимость более детального исследования напряженно-деформированногоРис. 2. Изображение напряженного состояния листов днища РВС в программном комплексе ANSYSВысота хлопуна, м 0,060,050,040,030,020,010-г-РРЭ 0,30,91,5 2,1 2,7 3,0 3,6 4,2 4,8 5,4 б., 14Радиус резервуара, мРис. 3. Профиль хлопуна 97состояния днища РВС с учетом различных физико-механи-ческих свойств кровли.Статья выполнена в рамках ФЦП «Научные и научнопедагогические кадры инновационной России» НА 2009−2013 гг. ГК № П1404 от 03. 09. 2009 г. проект «Исследование физикомеханических процессов взаимодействия породоразрушающего инструмента с обрабатываемой средой при бестраншейной прокладке трубопроводов методом наклонно-направ-ленного бурения».------------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. РД 08−95−95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.2. ПБ 03−605−03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.3. ГОСТ 20 911–89 Техническая диагностика. Термины и определения.4. Нехаев Г. А. «Проектирование и расчет стальных цилиндрических резервуаров и газгольдеров низкого давления"/Издательство АСВ-200 г. -213 с.5. Ванаков Д. В. Магнитооптическая диагностика и техническое обслуживание резервуаров // Международный научный журнал. — 2008. — № 2 — с. 46 — (http: //tis-j ournal).6. Басов К. А. ANSYS в примерах и задачах / Под общ. ред. Д. Г. Красковского. — М.: КомпьютерПресс, 2002. — 224 с.: ил.7. Чигарев А. В., Кравчук А. С., Смалюк А. Ф. ANSYS для инженеров: Справ. пособие. — М.: Машиностроение-1, 2004. — 512с. iish=iКОРОТКО ОБ АВТОРАХ ------------------------------------Aлёшкuнa A.A. — магистрант,Бурков П. В. — доктор технических наук, профессор,Бypкoвa С.П. — кандидат технических наук, доцент,Национальный исследовательский Томский политехнический университет, e-mail: burkovasp@mail. ruА
Показать Свернутьbakalavr-info.ru
Техническое диагностирование вертикальных стальных резервуаров - раздел Спорт, МОНИТОРИНГ ОБОРУДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Данный раздел регламентирует порядок проведения работ по техническому диагностированию вертикальных стальных цилиндрических резервуаров, эксплуатируемых в системе магистрального трубопроводного транспорта нефти.
Под техническим диагностированием понимается комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов конструкции, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара. Целью диагностирования является своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуатационную надежность резервуара.
Система технического диагностирования включает в себя два уровня проведения работ:
- частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны без выведения его из эксплуатации;
- полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.
Периодичность выполнения полных и частичных технических обследований приведена в табл. 7.
Таблица 7
– Конец работы –
Эта тема принадлежит разделу:
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования... ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ...
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Техническое диагностирование вертикальных стальных резервуаров
ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ Согласно ГОСТ 20911-89 [34] устанавливаются следующие термины и определения основных понятий в области
Дефекты, возникающие при различных видах соединения деталей (технологические). Трещины в зоне сварного шва. 1. Горячие трещины в переходной зоне от шва к основному материалу – изв
Дефекты, возникающие при различных видах обработки деталей. Закалочные трещины – разрывы металла, возникающие при охлаждении деталей преимущественно сложной фор
Дефекты, возникающие при эксплуатации (эксплуатационные). Трещины усталости являются наиболее распространенными эксплуатационными дефектами. Основная причина
РАНЖИРОВАНИЕ ДЕФЕКТОВ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ Дефекты, обнаруженные в результате диагностики линейной части МНГП подразделяются на дефекты, подле
ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫБОР МЕТОДОВ ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ При выборе метода или комплекса методов для дефектоскопического контроля конкретных деталей или узлов нео
Место расположения возможных дефектов на детали. Дефекты подразреляют на поверхностные, подповерхностные (залегающие на небольшой глубине до 0,5–1 мм) и внут
ТЕХНИЧЕСКИЕ ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДОВ ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ Важнейшими характеристиками технических возможностей методов контроля являются: чувствительность и разр
Визуальный и измерительный контроль Визуальный и измерительный контроль предназначен для: - проверки соответствия геометрических парамет
Радиографический контроль Радиографический контроль проводится для выявления внутренних и выходящих на поверхность дефектов, таких
Ультразвуковой контроль Физической основой ультразвуковой дефектоскопии является свойство ультразвуковых волн отражаться от не
Магнитопорошковый контроль Магнитопорошковый метод контроля предназначен для обнаружения поверхностных (выходящих на поверхность) и
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ Вибродиагностический метод контроля технического состояния машин (вибродиагностика) является о
Абсолютные колебания опор Колебания вала представляют непосредственную реакцию ротора на воздействующие на него переменные усилия.
Общие требования к измерению вибрации Для правильного замера параметров колебаний необходимо соблюдать следующие правила: · Рабочий частот
Требования к измерениям согласно ГОСТ Вибрацию опор подшипников насосных агрегатов следует измерять и регистрировать контрольно-сигнальными ср
НЕФТЯНОЙ НАСОСНЫЙ АГРЕГАТ КАК ОБЪЕКТ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ Конструкцией насоса предусмотрены места для установки вибродатчиков, приборов дистанционного ко
Оценка интенсивности вибрации насосного агрегата Определяющие величины среднего квадратического значения виброскорости,мм /с
Расцентровка Следует выделить два возможных варианта расцентровки: расцентровка из-за несовпадения осей валов и расцен
Намагничивание ферромагнитных материалов при магнитном контроле Для намагничивания изделий при магнитном контроле используется магнитное поле, возникающее в пространств
УЛЬТРАЗВУКОВОЙ КОНТРОЛЬ Физической основой ультразвуковой дефектоскопии является свойство ультразвуковых волн отражаться от не
Контроль и диагностика трубопроводов В связи с наличием множества возможных дефектов по виду и причинам образования, существует большо
Внутритрубная диагностика При внутритрубной диагностике выявляются следующие дефекты стенки трубы: 1) дефекты, образовавшиеся п
ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВТД Конечная цель диагностирования - количественная оценка технического состояния магистральных неф
ОСОБЕННОСТИ ОБСЛЕДОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ Испытание ПП производится согласно проекта производства работ под руковод-ством комиссии, состоя
Величины давлений и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность Этапы испытания на прочность и проверка на герметичность Давление при испытании на
Рекомендуемые расстояния между точками для установки створных вех, буйков в зависимости от ширины водоема Ширина водоема Расстояние между створными вехами до 100 100-1000 1000-2000 свыш
Расстояние между промерными точками Ширина водоема, м Расстояние между промерными точками определения планово-высотного
Определение плановых береговых и глубинных деформаций реки в районе перехода Определение плановых береговых и глубинных деформаций реки в районе ПП выполняется на основании данных ис
Определение состояния тела трубы (коррозионные повреждения, трещины, расслоения и др.) При выявлении провисщих и оголенных у
Контроль герметичности подводного перехода Существует много различных методов выявления утечек нефти и нефтепродуктов из трубопроводов. Все известны
Технические характеристики акустических приборов для слежения за движением снарядов № Параметры и техни-ческие характеристики «Сенсор» (У1 ИГУ, Россия)
Технические характеристики приборов для определения местонахождения очистных устройств № пп Параметры и технические характеристики Pig Location System (Pipetronix,ФРГ)  
Периодичность диагностирования вертикальных стальных резервуаров Срок эксплуатации, год Полное обследование, лет Частичное обследование, лет
allrefers.ru
Диагностирование стальных резервуаров - раздел Транспорт, ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
5.4.1 Диагностирование резервуаров должно проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров МН и нефтебаз и нормативной документации.
Периодичность диагностирования:
- частичное - не реже одного раза в 5 лет;
- полное - один раз в 10 лет.
5.4.2 Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы или прошедших капитальный ремонт, периодичность диагностирования составляет соответственно 4 года и 8 лет.
5.4.3 Первоочередному диагностическому обследованию должны подвергаться резервуары:
- находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;
- изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;
- находящиеся в эксплуатации более 20 лет;
- в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.
5.4.4 Частичное диагностирование должно проводиться без вывода резервуаров из эксплуатации, полная - после вывода резервуаров из эксплуатации, их опорожнения, очистки и дегазации.
5.4.5 Перечень работ, выполняемых при диагностировании резервуаров, а также порядок их выполнения определяется в соответствии с требованиями нормативной документации.
5.4.6 По результатам диагностирования исполнителями должен составляться отчет, в котором приводится оценка технического состояния резервуара и рекомендации по устранению обнаруженных дефектов.
5.4.7 На основании диагностирования резервуаров должен составляться график ремонта (в т.ч. капитального), который утверждается руководством ОАО МН (или его филиала).
5.4.8 Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара должна проводиться на основании результатов полного диагностирования, условий эксплуатации, статистики отказов и других факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.
5.4.9 Критерием для полной отбраковки резервуара является неудовлетворительное качество металла по механическим свойствам, по износу и экономическая нецелесообразность проведения ремонта.
Область применения 1.1.1 Настоящие Правила распространяются на проектируемые, строящиеся, действующие, реконструируемые, наход
Общие требования к эксплуатации магистральных нефтепроводов 1.5.1 Эксплуатация магистральных нефтепроводов это совокупность процессов приема, перекачки, сдачи нефти, те
Квалификационные требования к персоналу 1.6.1 К эксплуатации объектов МН допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие соответствующее профессионально-т
Общие требования 1.7.1 ОАО МН при эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов в своей деятельности должны руководствов
Линейные сооружения. 2.1.1 К эксплуатации допускается МН и его объекты, как вновь построенные, так и после реконструкции или капита
Площадочные сооружения 2.2.1 Нефтеперекачивающие станции, базы приема и отгрузки нефти, станции смешения, пункты подогрева нефти дол
Требования к технологическим режимам перекачки 3.2.1 Технологический режим должен обеспечивать перекачку нефти с требуемой производительностью, с наименьш
Ведение технологических процессов 3.3.1 Технологический процесс перекачки может осуществляться по следующим схемам: - "через резервуары
Последовательная перекачка, способы контроля и сопровождения различных партий нефти. 3.4.1 Перекачка нескольких сортов нефти по одному магистральному нефтепроводу должна осуществляться послед
Особенности организации перекачки на нефтепроводах со сложным рельефом трассы. 3.4.21 Для нефтепроводов со сложным рельефом трассы в условиях неполной их загрузки допускается перекачка с н
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 4.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов Общие положения 4.1.1 Линейная часть маги
Патрулирование трассы нефтепровода 4.1.5 Трасса магистрального нефтепровода должна патрулироваться с целью контроля состояния охранной зоны и
Обозначение трассы МН на местности 4.1.11 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками в вид
Охранные зоны 4.1.21 На всем протяжении трассы МН для исключения повреждений в соответствии с действующими Правилами охран
Наземное оборудование 4.1.37 Запорная арматура, узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств должны быть легкодоступны
Пересечения искусственных и естественных препятствий 4.1.44 В процессе эксплуатации подземных переходов нефтепроводов через железные и автомобильные дороги необ
И к весеннему паводку 4.1.62 Для обеспечения эффективной и надежной эксплуатации нефтепроводов в осенне-зимний и весенний паводков
Очистка внутренней полости линейной части нефтепроводов 4.1.65 С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений,
Испытания действующих нефтепроводов 4.1.72 Испытания на прочность являются средством подтверждения надежности и работоспособности эксплуатируе
Аварийный запас 4.1.79 Аварийный запас труб должен использоваться при ликвидации аварий. Допускается использовать аварийный
Техническая документация 4.1.85 Службы, эксплуатирующие линейную часть МН должны иметь следующую техническую документацию: - копи
Нефтеперекачивающие станции 4.2.1 Нефтеперекачивающие станции (НПС) являются структурными подразделениями филиалов ОАО МН и представляю
Территория 4.2.17 Нефтеперекачивающие станции размещаются на ограждаемой площадке, удаленной от населенных пунктов и пр
Здания и сооружения 4.2.26 Для обеспечения функционирования нефтеперекачивающих станций в состав площадочных сооружений могут в
Насосная. Магистральные и подпорные насосы 4.2.45 Насосная - сооружение нефтеперекачивающей станции, в котором устанавливается основное (магистральные,
Системы смазки и охлаждения насосных агрегатов 4.2.67 Технологическая карта системы смазки, марка и качество применяемых масел должны соответствовать требо
Технологические трубопроводы 4.2.74 В состав системы технологических трубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, запорная, регу
Вентиляция производственных помещений 4.2.89 Вентиляция по своему действию подразделяется на естественную (аэрацию) и принудительную (механическую)
Водоснабжение 4.2.103 Система водоснабжения должна обеспечивать бесперебойное снабжение водой надлежащего качества в необ
Теплоснабжение 4.2.117Теплоснабжение зданий и сооружений НПС может осуществляться от собственной котельной с водогрейными и
Канализация и очистные сооружения 4.2.146 На объектах магистральных нефтепроводов применяются две системы канализации: производственно-ливнев
Техническая документация 4.2.174 Каждая НПС должна иметь техническую документацию, в соответствии с которой оборудование НПС допускает
Резервуарные парки 4.3.1 Территория, сооружения и обустройство резервуарного парка (РП) должны соответствовать проекту и требов
Терминалы по приему, хранению, подготовке и отгрузке нефти 4.4.1 Прием нефти, поступающей по магистральным нефтепроводам, ее хранение, подготовка и отгрузка на другие в
Пункты подогрева нефти. Станции смешения нефти 4.5.1 Пункты подогрева нефти (ППН) могут быть в составе НПС или самостоятельным объектом МН. ППН предназначены
Общие положения 5.1.1 В целях обеспечения безопасности, поддержания надежности, предупреждения отказов, определения фактиче
Диагностирование линейной части магистральных нефтепроводов 5.2.1 Диагностирование линейной части МН предусматривает следующие виды работ: - внутритрубную диагност
Диагностирование оборудования НПС 5.3.1 Оборудование НПС подвергается техническому диагностированию с целью обеспечения его надежности и безо
Сооружений магистральных нефтепроводов 6.1.1 Оценка технического состояния линейной части МН, выбор вида и способа ремонта должны проводиться на осн
Определение вида ремонтных работ 6.2.1 На основании результатов оценки технического состояния планируются следующие виды ремонта или реконст
На объектах магистральных нефтепроводов 6.3.1 Планирование работ по ремонту нефтепровода проводится в зависимости от характера и степени опасности д
Организация ремонтных работ оборудования НПС 6.3.24 Выбор типа системы технического обслуживания и ремонта - по фактическому техническому состоянию или си
Организация и производство ремонтных работ резервуаров 6.3.33 Организация и производство ремонтных работ резервуаров должны выполняться в соответствии с требовани
Общие положения 7.1.1 Порядок организации эксплуатации электрохозяйства, входящего в состав магистрального нефтепровода, оп
Электроснабжение 7.2.1 Электроснабжение объектов магистральных нефтепроводов осуществляется от энергоснабжающих организаци
Взрывобезопасность 7.3.1 В составе технической документации НПС должен быть план с указанием (обозначением) категорий помещений
Молниезащита и защита от статического электричества 7.4.1 Здания и сооружения МН, оборудование, аппараты, воздуховоды и внутриплощадочные коммуникации НПС (ЛПДС)
Техническая документация 7.5.1 Документация по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту электроустановок согласно 1.4 и 2.2.7 до
Нормы планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта средств ЭХЗ приведены в приложении З. 8.35 Резервный фонд основных устройств служб ЭХЗ ОАО МН, выполняющих плановые мероприятия технической экспл
И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ 9.1 К техническим средствам и устройствам, обеспечивающим определение количества и показателей качества не
Трубопроводного транспорта нефти 10.1.1 Метрологическое обеспечение производства должно устанавливать научные и организационные основы, техн
Калибровка средств измерений 10.2.1 В соответствии с действующей нормативной документацией все средства измерений, применяемые при трубоп
Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. 11.1.1 Средства автоматизации НПС должны обеспечивать: - централизованный контроль и управление техноло
Производственно-технологическая связь 11.2.1 Ведомственная производственно-технологическая сеть связи магистральных нефтепроводов состоит из лин
Классификация аварий и отказов 12.1.1 Авария на объекте магистрального нефтепровода – внезапный вылив или истечение нефти в результате полн
Организация работ по ликвидации аварий 12.2.1 Ликвидация аварий и последствий стихийных бедствий на объектах МН должны выполняться силами АВС с прив
Производство работ по ликвидации аварий 12.3.1 К технологиям ликвидации аварий и технологическим операциям при производстве аварийно-восстановитель
Организация природоохранной деятельности предприятий 13.1.1 Деятельность ОАО МН, его филиалов и структурных подразделений по охране окружающей природной среды на
Основные экологические требования к эксплуатации объектов МН 13.1.16 Все работы по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту объектов магистральных нефтепроводов
Производственный экологический контроль 13.1.22 В соответствии с Федеральным Законом Об охране окружающей природной среды в организациях, эксплуатиру
Охрана труда 13.2.1 Порядок организации работы по обеспечению безопасных условий труда на предприятиях и подразделениях м
Управление промышленной безопасностью 13.3.1 Трубопроводные объекты ОАО МН относятся к категории опасных производственных объектов. Опасным п
Охрана объектов магистральных нефтепроводов 13.4.1 Охрана особо важных и режимных объектов магистральных нефтепроводов осуществляется подразделениями в
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ИМЕЮТСЯ ССЫЛКИ В НАСТОЯЩИХ ПРАВИЛАХ 1. Закон РФ “Об обеспечении единства измерений” принят Верховным Советом от 01.06.93 № 4872-1, редакция от 02.06.93.
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ 1. Магистральный Нефтепровод Инженерное сооружение, состоящее из подземных, подво
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ АВП - аварийно-восстановительные пункты ОАВП - опорный аварийно-восстановительный пункт
Эксплуатации магистральных нефтепроводов 1. Закон РФ “О промышленной безопасности опасных промышленных объектов” принят Г
Магистральных нефтепроводов (МН) Таблица Д1 № пп Название объектов Трубопров
Классификация помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности (по ВППБ 01-05-99) Таблица Е.1 Наименование
Защитные потенциалы Таблица Ж.1 - Минимальные защитные потенциалы Условия прокладки и экспл
Обслуживания и ремонта средств ЭХЗ Таблица З.1 Наименование Средств ЭХЗ Коли-чество Периодичность вы
allrefers.ru
