Перечень оборудования и сооружений, подлежащих техническому обслуживанию и текущему ремонту

Состав объектов и оборудования, подлежащих ТОР, приведен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Состав оборудования, подлежащего ТОР

8.1.3 Виды работ технического обслуживания и ремонта объектов линейной части МТ, технологических и вспомогательных трубопроводов НПС

8.1.3.1 Работы по ТОР объектов МТ включают следующие виды:

- осмотр;

- ТО;

- ТР;

- СР (для трубопроводной арматуры);

- подготовительные работы при техническом освидетельствовании и СР трубопроводной арматуры.

8.1.3.2 В зависимости от сложности работ по ТОР объектов МТ, работы выполняются:

- собственными силами ЛАЭС;

- собственными силами ЦРС;

- подразделениями БПО по направлениям деятельности и характеру выполняемой работы;

- подрядными организациями при контроле работ ЛАЭС.

Работы по техническому обслуживанию должны проводиться по плану-графику на основе результатов периодических осмотров охранной зоны трассы нефтепроводов, технического состояния линейных сооружений и установленного на нефтепроводе оборудования и приборов, включая данные патрулирования трассы и охранной зоны.

Для объектов ТС ВСТО при техническом обслуживании переходов нефтепроводов через железные и автомобильные дороги, курумы, оползни, многолетнемерзлые грунты следует проводить:

- плановую проверку и проверку во время первого обхода после землетрясения и обнаружения подвижек грунта с целью выявления возможных повреждений трубопровода и кожуха, герметичности торцевого уплотнения, наличия утечек, разрушений земляного покрова, опасных для перехода проседаний и выпучивания грунта;

- ежегодное обследование и проверку отсутствия электрического контакта нефтепровода с защитным кожухом и состояние ЭХЗ трубопровода на участке перехода.

Технический осмотр и обслуживание подводных переходов нефтепроводов должен проводиться включая:

- контроль и проверку технического состояния сооружений и оборудования переходов, береговых и пойменных участков, проверку состояния откосов и укрепления берегов с учетом меандрирования русла рек, информационных и створных знаков, пунктов постоянной геодезической привязки (реперов);

- визуальный контроль ППМН после ледохода;

- контроль и проверку степени размыва русла реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения подводной части берегоукрепительных сооружений путем обследований после паводка и ливневых дождей, вызывающих паводок;

- визуальный контроль и проверку запорной арматуры, герметичности фланцевых соединений, сварных швов, осмотр и оценку технического состояния вантузов, узлов отбора давления, сигнализаторов прохождения СОД, включая патрубки демонтированных вантузных задвижек, состояние защитных сооружений и наличия в них воды или нефти при патрулировании;

- внеочередной осмотр береговых участков перехода после длительных ливневых дождей, при активизации геологических процессов (оползней, карстовых проявлений, подвижек грунтов в курумоопасных зонах, землетрясений, камнепадов и других опасных процессов (для ТС ВСТО);

- обследование морфологических образований в русле и на пойменной части, в том числе в районе инженерных сооружений и карьерных разработок, в зоне которых находятся участки переходов, с целью определения степени воздействия этих сооружений и карьерных разработок на ход русловых и пойменных деформаций в районах переходов;

- проведение берегоукрепительных работ с ремонтом размытых участков обвалования береговых задвижек с доведением их высоты до 0,7 м с укреплением откосов и обвалований;

- очистку и промывку ниток подводного перехода, внутритрубную диагностику согласно графику;

- подготовку и обслуживание зимников и ледовых переездов для проезда автотранспорта в зимний период через водохранилища и реки;

- ежегодное регламентное обслуживание средств ликвидации аварийных разливов нефти.

При техническом обслуживании узлов запорной арматуры и обратных затворов должны проводиться следующие работы:

Техническое обслуживание узлов запорной арматуры:

- визуальная проверка герметичности по отношению к внешней среде, в том числе состояния и плотности материалов и сварных швов, герметичности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений;

- проверка исправности всех подвижных частей арматуры и электропривода;

- подтяжка сальникового уплотнения или его замена;

- техническое обслуживание электропривода (в объеме и в сроки, указанные в Руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода);

- контроль наличия смазки и ее пополнение в редукторе электропривода с учетом требований заводов-изготовителей;

- чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти и масла;

- проверка крепления и герметичности защитного кожуха шпинделя арматуры;

- сброс избыточного давления из корпуса задвижек при температуре окружающей среды свыше 30°С;

- проверка работоспособности путем полного открытия-закрытия затвора арматуры в местном и дистанционном режимах управления. В случае невозможности выполнения полного цикла, допускается проведение контроля исправности арматуры частичным закрытием (открытием) запорного органа. Контроль осуществляется в местном и дистанционном режимах управления путем страгивания, незначительного перемещения до 10 % и возврата запорного органа в исходное положение;

- контроль срабатывания и настройка муфты ограничения крутящего момента;

- контроль срабатывания и настройка конечных (путевых) выключателей;

- проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры и прямолинейности выдвижной части шпинделя;

- проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений;

- проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

- удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки и слив конденсата из защитной стойки шпинделя;

- Техническое диагностирование (периодический, внеочередной контроль);

- Техническое освидетельствование;

- Техническое обслуживание обратных затворов:

- визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, в том числе демпфирующих устройств, фланцевого соединения (корпус-крышка), в случае необходимости, его обтяжка;

- чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти;

- проверка работоспособности демпфирующих устройств и их восстановление;

- проверка уровня масла в демпфирующих устройствах, добавление масла;

При техническом обслуживании вантузных колодцев и колодцев узлов отбора давления должны проводиться:

- визуальный контроль герметичности по отношению к внешней среде, очистка от мусора, грязи, проверка исправности запирающих устройств, сигнализаторов открытия, надписей и предупреждающих знаков при обходах и патрулировании;

- работы по устранению недостатков, выявленных по результатам осмотров;

- техническое обслуживание корневых вентилей и датчиков давления;

- поверка измерительных преобразователей (датчиков) давления;

- техническое обслуживание импульсных линий отбора давления, сигнализаторов затопления колодцев, прохождения СОД.

При техническом обслуживании заглушенных и засыпанных вантузов на ЛЧ МН после первого года эксплуатации и через каждые два года в течении 6 лет должны проводиться обследования состояния вантузов со вскрытием вантузного колодца с проверкой герметичности соединений, внешний контроль коррозионного состояния элементов конструкции, проверка работоспособности системы извещения вскрытия вантуза, устранение выявленных неисправностей.

При техническом обслуживании камер запуска, пропуска, приема СОД должны проводиться:

- визуальный контроль технического состояния ограждающих устройств, технического состояния заземления КПП СОД, площадок обслуживания, надписей, территории;

- контроль герметичности арматуры и оборудования по отношению к внешней среде;

- контроль исправности систем освещения и инженерно-технических средств охраны;

- проверка состояния сигнализаторов прохождения СОД на срабатывание;

- контроль геодезических отметок оси камер;

- промывка тупиковых, непроточных участков для удаления воды;

- техническое обслуживание дренажной емкости и насоса откачки;

- техническое обслуживание запорной арматуры;

-техническое обслуживание трубопроводов обвязки камер и вспомогательных трубопроводов;

- контроль целостности запорных устройств, обшивки блок-бокса ПКУ и контейнера для размещения оборудования резервного источника электропитания;

- проверка работоспособности устройств защиты от несанкционированного доступа в блок-бокс ПКУ;

- работы по устранению недостатков, выявленных по результатам осмотров.

При техническом обслуживании узлов регулирования давления должны проводиться:

- визуальный контроль технического состояния ограждающих устройств, площадок обслуживания, надписей, территории, проверка на герметичность арматуры и оборудования по отношению к внешней среде;

- контроль исправности систем освещения и инженерно-технических средств охраны;

- работы по устранению недостатков, выявленных по результатам осмотров;

-техническое обслуживание емкости дренажа и насоса откачки, грузоподъемных механизмов;

- техническое обслуживание запорной арматуры;

- техническое обслуживание регуляторов, редукторов и рычагов привода (1 раз в год);

- средний ремонт – регуляторов давления (1 раз в 4 года).

При техническом обслуживании вдольтрассовых проездов, подъездов к линейным сооружениям, переездов через трубопровод ЛЧ, вертолетных площадок должны выполняться:

- визуальные осмотры для проверки возможного наличия просадок грунта, размывов, определение целостности земляного полотна, наличия предупреждающих знаков (1 раз в месяц);

- восстановление переездов через трубопровод ЛЧ МН;

- восстановление проездов через горные участки трассы после оползней и обвалов;

- работы по созданию и обслуживанию зимников через болота и реки вдоль трассы нефтепровода;

- расчистка и устранение повреждений вертолетных площадок, восстановление указателей и сигнальных средств, обновление разметок;

- очистка от порослей и порубочных остатков на объектах.

При техническом обслуживании расположенных по трассе нефтепровода георешеток, водоотводных траншей, защитных валиков следует выполнять:

- проверку состояния поверхности грунта на склонах в охранной зоне, на полосе шириной 6 м на пересеченных участках трассы и на береговых участках подводных переходов;

- проверку состояния георешеток, закрепляющих откосы и склоны, исправность габионов водоотводных траншей и защитных валиков;

- контроль отсутствия сползания георешеток по склонам. При обнаружении сползания грунта и георешеток должна быть выполнена проверка наличия обрывов и повреждений полотна георешеток, начала эрозии грунта на этих участках и приняты меры по их восстановлению.

Осмотр участков, укрепленных габионами, производится ежегодно сразу после весеннего паводка. При осмотрах следует проверять целостность как отдельных матрацев, так целостность всей конструкции. Не допускаются забивание наполнителя мелкими фракциями, локальные прогибы.

Осмотр водоотводных траншей, водопропусков и гасителей энергии водного потока производится 2 раза в год – после окончания весеннего паводка и при наступлении осенних заморозков. Не допускается:

- нарушения целостности конструкции;

- наличие наносов, заиливание;

- забивание ветками, опавшей листвой.

На ППМН через судоходные реки размещаются пункты наблюдения. Пункты наблюдения должны оборудоваться круглосуточной связью обходчика с оператором ближайшей НПС, РНУ и ТДП.

При ежедневном осмотре ППМН обходчик должен выполнять следующие работы:

- технический осмотр состояния береговых участков, сооружений и оборудования в составе ППМН;

- контроль давления в основной нитке ППМН на соответствие установленному технологическому режиму;

- контроль отсутствия скопления воды в колодцах, обвалованиях КПП СОД и береговых задвижек, спуск воды (при необходимости) из обвалований КПП СОД и запорной арматуры открытием дренажной задвижки.

Обходчик должен передавать в операторную ближайшей НПС следующую информацию:

- ежедневно – о выходе на обход и завершении обхода, о давлении в основной нитке, о техническом состоянии оборудования и сооружений ППМН;

- немедленно – об обнаружении выхода нефти, течи сальников запорной арматуры, уплотнений КПП СОД, затоплении защитных сооружений (обвалований) и других неисправностях.

Для ТС ВСТО При эксплуатации участков нефтепровода пролегающих в многолетнемерзлых грунтах (ММГ) предусмотрена:

- периодическая ежеквартальная проверка наличия осадки или выпучивания грунта по трассе трубопровода;

- устройство зимников, временных дорог и подъездов к трубопроводу.

Измерение глубины залегания участков трубопроводов, на участках с ММГ – проводит не реже одного раза в год, а так же не позднее, чем через 6 месяцев после сейсмической активности и оползней, которые могут вызвать изменение отметки залегания.

На участках ММГ с льдистыми включениями капитальный ремонт трубопровода рекомендуется выполнять в зимний период.

На участках МН ТС, пересекающих курумы (для ТС ВСТО), после завершения снеготаяния должны быть проведены работы по очистке водоотводных лотков от грунта, камней и полок от скатившихся камней.

Во время производства работ на участках пересечения курумов с полки должны быть убраны камни, валуны и запрещены перемещения людей и техники в зоне выше по рельефу от места проведения работ.

При эксплуатации участков нефтепровода, проходящих на оползнеопасных участках необходимо предусмотреть:

- плановую проверку и проверку во время первого воздушного патрулирования после землетрясения и обнаружения подвижек грунта с целью выявления возможных повреждений, наличия разрушений земляного покрова, опасных проседаний и выпучивания грунта;

- при наличии оползневых явлений и подвижек грунта проведение внеочередного диагностирования участка пропуском ВИП.

5.2 Очистка внутренней полости линейной части трубопроводов и проведение диагностики

8.2.1 Основные сведения

Для сохранения пропускной способности МТ и подготовки нефтепровода к внутритрубной диагностики проводится очистка внутренней поверхности трубопровода от асфальтосмолопарафиновых веществ (далее - АСПВ).

Работы по очистке МТ должны вестись в соответствии с ОР-75.180.00-КТН-018-10 с соблюдением мер по обеспечению пожаровзрывобезопасности в соответствии с РД-13.110.00-КТН-260-14, РД-13.220.00-КТН-148-15.

Установлены следующие виды очистки МТ:

- периодическая (плановая) – выполняется при текущей эксплуатации, с целью удаления отложений для обеспечения плановых показателей пропускной способности нефтепровода и энергозатрат на перекачку нефти, удаления скоплений воды, с целью предупреждения развития внутренней коррозии трубопроводов;

- внеочередная (внеплановая) – выполняется при увеличении по сравнению с плановыми энергозатратами, уменьшении пропускной способности, уменьшении эффективного диаметра нефтепровода;

- преддиагностическая – выполняется для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости нефтепровода для проведения внутритрубной диагностики.

Формирование планов очистки нефтепроводов производится АО (ООО) МТ на основании расчета периодичности очистки, проведения внутритрубных инспекций и планируемых объемов перекачки нефти.

Периодичность очистки МТ очистными устройствами определяется индивидуально для каждого трубопровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже одного раза в квартал.

Результаты очистки МТ контролируются по показателям, которые определяются расчетом в соответствии с ОР-75.180.00-КТН-018-10:

- пропускная способность МТ;

- эффективный диаметр;

- удельные энергозатраты.

Внеочередные очистки трубопровода проводится при отклонении одного из показателя больше установленных значений, указанных в таблице 8.2.1.

Таблица 8.2.1. Максимально допустимые отклонения параметров режимов

Работы по очистке трубопроводов должны выполняться в соответствии с Положениями и инструкциями, разработанными на основании требований нормативных документов, и утвержденными в установленном порядке.

Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены от основного трубопровода на период прохождения очистных устройств, калибров и диагностических приборов.

8.2.2 Требования к организации работ по очистке внутренней полости нефтепровода

8.2.2.1 Операции по подготовке камеры к пуску и приему ОУ, операции по запасовке и извлечению ОУ из камеры выполняет персонал ЛАЭС под руководством начальника (мастера) ЛАЭС в соответствии с инструкциями по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода, утвержденные главным инженером АО (ООО) МТ.

8.2.2.2 Персонал ЛАЭС, осуществляющий пуск, сопровождение по трассе нефтепровода и прием ОУ должны быть обучены порядку пуска, приема ОУ, работе с передатчиком и локатором и должны быть обеспечены постоянной связью с управляющим диспетчером (РДП, ТДП), диспетчером РНУ.

8.2.2.2 В срок за двое суток до пуска ОУ, главный инженер РНУ направляет запрос главному инженеру АО (ООО) МТ на выполнение технологических переключений по подготовке трассы и КПП СОД к пропуску ОУ и запрос на пропуск ОУ.

8.2.2.3 Пуск ОУ по нефтепроводу, эксплуатируемого несколькими АО (ООО) МТ, производится после согласования со смежным АО (ООО) МТ. Согласование производится в срок трое суток до пуска.

8.2.2.4 Разрешение на пуск ОУ управляющий диспетчер (РДП, ТДП) дает при наличии следующих документов:

- разрешения от АО (ООО) МТ;

- акта готовности трассы к пропуску ОУ;

- акта готовности ОУ к проведению очистки;

- подтверждения от оператора НПС готовности камеры приема к выполнению очистки;

- графика прохождения ОУ по участку МТ.

8.2.2.5 Типы и количество ОУ при проведении плановой очистки определяются в зависимости от периодичности очистки и протяженности нефтепровода по таблице 8.2.2.

Таблица 8.2.2 - Тип и количество ОУ при проведении периодической очистки нефтепровода

8.2.2.6 АО МТ обеспечивает скорость движения ОУ, СНШ и УКО в трубопроводе в соответствии с Таблицей 8.2.3.

Таблица 8.2.3

8.2.2.7 При выполнении периодической очистки МТ пропуском двух скребков интервал между пусками ОУ должен составлять не менее 4 часов и не более 24 часов. Интервалы времени между запусками ОУ должны обеспечивать их раздельный запуск, приём и извлечение. Запрещается производить одновременный запуск по участку нефтепровода, а также одновременный прием в камеру приёма СОД нескольких очистных скребков. Должен быть обеспечен следующий порядок пропуска: первое ОУ с открытыми байпасными отверстиями, второе ОУ - с закрытыми байпасными отверстиями.

8.2.3 Подготовка нефтепровода к проведению очистки.

8.2.3.1 Не позднее, чем за 1 час до начала работ по запасовке ОУ начальник ЛАЭС обязан обеспечить проверку готовности участка нефтепровода к пропуску очистного устройства:

- проверить полноту открытия линейных задвижек;

- проверить на открытие-закрытие задвижки КПП СОД и узлов пропуска СОД НПС, которые будут задействованы в технологических переключениях при пуске, пропуске и приеме ОУ;

- проверить исправность камер пуска, пропуска и приема СОД;

- произвести очистку камеры приема СОД от асфальтосмолопарафиновых веществ;

- не позднее, чем за 1 час до начала работ по запасовке очистного устройства переключить камеру приёма СОД на конечном участке нефтепровода на приём скребка и оформить «Акт подготовки камеры приема СОД к приему очистного устройства»;

- внести в «Акт готовности участка нефтепровода к пропуску очистного устройства» сведения о положении задвижек на узлах пуска, пропуска и приёма СОД, в котором они находятся за 1 час до начала работ по запасовке ОУ.

8.2.3.2 Начальнику ЛАЭС запрещается подписывать «Акт готовности участка нефтепровода к пропуску очистного устройства» и «Акт подготовки камеры приема СОД к приему очистного устройства» при наличии замечаний по готовности участка МТ, камер пуска, пропуска и приёма СОД к пропуску очистного устройства.

8.2.3.3 В «Акте готовности участка нефтепровода к пропуску очистного устройства» должно быть указано положение задвижек на узлах пуска, пропуска и приёма СОД, в котором они должны находятся за 1 час до начала работ по запасовке ОУ.

8.2.3.4 Узлы пропуска СОД на промежуточных НПС должны быть настроены на прием СОД не позднее, чем за 1 час до подхода очистного устройства.

8.2.3.5 Отводы нефтепроводов (лупинги, отводы на НПЗ, резервные нитки ППМТ и т.д.), с диаметром отвода 70% и более должны быть перекрыты не менее чем за 1 час до прохода очистного устройства.

8.2.4 Требования к допуску ОУ АО МТ к проведению очистки участков магистральных нефтепроводов

8.2.4.1 Очистные устройства, используемые для проведения очистки, должны быть укомплектованы щётками, чистящими, и щёточными дисками с номинальными размерами, указанными в «Руководстве по эксплуатации скребка».

8.2.4.2 Перед началом работ по запасовке ОУ начальник ЛАЭС обеспечивает:

- проверку и исправное техническое состояние ОУ;

- наличие и заполнение формуляров на используемые ОУ.

8.2.4.3 Проверка технического состояния ОУ производится на камере пуска СОД, непосредственно перед началом работ по запасовке ОУ. По результатам проверки начальник ЛАЭС обеспечивает оформление "Акта готовности очистного устройства к проведению очистки" по установленной форме.

Начальник ЛАЭС обеспечивает:

- измерение размеров манжет, чистящих и ведущих дисков, (диаметр, остаточную толщину, износ рабочей кромки), чистящих пластин (износ рабочей кромки), щеточных пластин (высоту пластин), щёток и щёточных дисков (высоту пучка щёток) и записывает измеренные значения размеров в формуляр ОУ;

- размеры чистящих дисков, манжет, щёток, пластин, ведущих и щёточных дисков должны быть не менее указанных в Руководстве по эксплуатации ОУ. Запрещается производить запасовку ОУ с комплектующими, размеры которых не соответствуют указанным в Руководстве по эксплуатации ОУ;

- проверку правильности сборки ОУ на соответствие требованиям эксплуатационной документации - последовательность установки ведущих и чистящих дисков. Запрещается производить запасовку ОУ собранных с неправильной последовательностью установки ведущих и чистящих дисков;

- проверку по нанесённой маркировке соответствие типа, заводских номеров используемых ОУ и установленных на них расходных комплектующих (манжет, щёток, чистящих, ведущих и щёточных дисков) типам и номерам, указанным в формулярах на ОУ. Запрещается производить запасовку ОУ, если тип, заводские номера ОУ и установленных на ОУ комплектующих (манжет, щёток, чистящих, ведущих и щёточных дисков) не соответствуют указанным в формуляре;

- проведение визуального контроля ОУ. Запрещается производить запасовку ОУ, не очищенного от загрязнений, оставшихся после предыдущего пропуска, с наличием трещин в сварных швах, механических повреждений (вмятин, забоин, и т.д.) корпусных деталей, фланцев и бамперов, влияющих на эксплуатационные характеристики ОУ;

- проверку состояния крепежных деталей. Запрещается производить запасовку ОУ, имеющего смятие, износ, вытягивание резьбовых поверхностей, искривление болтов (шпилек), смятие шестигранников;

- выборочную проверку момента затяжки крепежных деталей динамометрическим ключом. Запрещается производить запасовку ОУ, имеющего моменты затяжки крепежных деталей меньше допустимого указанных в Руководстве по эксплуатации ОУ;

- поверку надежности контровки крепежных деталей. Запрещается производить запасовку ОУ с незаконтренными крепежными деталями, контровка которых предусмотрена Руководством по эксплуатации ОУ;

- проверку наличия и работоспособности установленного на ОУ передатчика для скребка (в соответствии с руководством по эксплуатации передатчика). Запрещается производить запасовку ОУ с неисправным передатчиком или без передатчика;

- проверку работоспособности локаторов, которые будут использоваться при сопровождении ОУ для их обнаружения;

- проверку наличия в формулярах на ОУ отметок о проведении в установленные сроки среднего и капитального ремонта. Запрещается производить запасовку ОУ, не прошедшего ремонт в установленные сроки;

- проверку полноты и правильности заполнения формуляра. Запрещается производить запасовку ОУ с не полностью или неправильно заполненным формуляром.

- при отсутствии замечаний по проведенной проверке начальник ЛАЭС подписывает «Акт готовности очистного устройства к проведению очистки»;

- подписанный начальником ЛАЭС "Акт готовности очистного устройства к проведению очистки" является основанием для начала проведения работ по запасовке ОУ в камеру пуска СОД;

- запрещается запасовка ОУ в камеру пуска при наличии в "Акте готовности оборудования к пропуску" каких-либо замечаний к предъявленным для проверки очистным устройствам и документации;