ПРАВИЛА РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

 

CП РК 3.05-23-2001

 

 

Дата введения – 1.03.2002 г.

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

1. РАЗРАБОТАНЫ:                         КПИ “Казгипронефтетранс”

2. ПОДГОТОВЛЕНЫ:                     Проектной академией “KAZGOR” в связи с переработкой государственных нормативов в области архитектуры, градостроительства и строительства и переводом на государственный язык.

3. ПРЕДСТАВЛЕНЫ:                      Управлением технического нормирования и новых технологий Комитета по делам строительства Министерства экономики и торговли Республики Казахстан (МЭиТ РК).

4. ПРИНЯТЫ И ВВЕДЕНЫ            Приказом Комитета по делам строительства МЭиТ РК от 28 февраля 2002 г.

 В ДЕЙСТВИЕ:                                 № 44 с 1 марта 2002 г.

5. Настоящий СП РК представляет собой аутентичный текст СП РК В.3.1-23-99 “Правила ремонта магистральных нефтепродуктопроводов” на русском языке, введенный в действие на территории Республики Казахстан с 01.01.2000 года постановлением НТС Комитета по делам строительства Министерства энергетики, индустрии и торговли РК от 25.11.1999 года № 11-1 и перевод на государственный язык.

6. ВЗАМЕН:                         СП РК В.3.1-23-99.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Настоящий государственный норматив не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Уполномоченного органа по делам архитектуры, градостроительства и строительства РК.

СОДЕРЖАНИЕ

 

Общие положения

1.1. Система планово-предупредительных ремонтов магистральных нефтепродуктопроводов

1.2. Классификация ремонтов магистральных нефтепродуктопроводов

1.3. Текущий ремонт

1.4. Средний ремонт

1.5. Капитальный ремонт

1.6. Внеплановый ремонт

1.7. Структура и порядок функционирования системы технического обслуживания и

ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов

 

Часть I

 

2. Правила ремонта магистральных нефтепродуктопроводов без остановки перекачки

2.1. Обследование технического состояния нефтепродуктопроводов

2.2. Способы ремонта подземных нефтепродуктопроводов

2.3. Земляные работы

2.4. Подъем и укладка нефтепродуктопроводов

2.5. Очистка наружной поверхности нефтепродуктопровода

2.6. Сварочные работы

2.7. Противокоррозионная изоляция

2.8. Меры безопасности, производственная санитария и гигиена

2.9. Пожарная безопасность

2.10. Охрана окружающей среды

 

Часть II

 

3. Правила ремонта магистральных нефтепродуктопроводов с остановкой перекачки

3.1. Капитальный ремонте заменой труб на ремонтном участке

3.2. Внеплановый ремонт

 

Приложение 1. Термины и понятия, примененные в СП РК 3.05-23-2001

Приложение 2. Формы технической документации

Приложение 3. Разрешение на проведение сварочных работ при ремонте нефтепродуктопровода

 

Свод правил по ремонту нефтепродуктопроводов содержит основные требования, рекомендации, связанные с организацией работ по ремонту нефтепродуктопроводов.

Требования настоящего Свода правил распространяются на ремонт подземных магистральных нефтепродуктопроводов и ответвлений от них диаметром до 720 мм из стальных труб.

Требования настоящего Свода правил не распространяются на ремонт нефтепродуктопроводов в следующих специфических условиях:

а) переходы через судоходные, водные преграды (реки, озера), болота, железные и автомобильные дороги І - IV категории, за исключением переходов через малые реки, шириной по зеркалу воды в межень до 10 м и глубиной менее 1,5 м, техническое обслуживание и ремонт (ТОР) которых не требует специальной техники, технологии и должны выполняться в составе основной линейной части;

б) прокладка в горных условиях;

в) в районах шахтных разработок;

г) в районах с сейсмичностью более 7 баллов;

д) на территории городов, населенных пунктов.

Ремонт трубопроводов в этих условиях осуществляется с соблюдением требований соответствующих руководящих документов.

При необходимости техническое обслуживание и ремонт проводятся специализированными предприятиями, организациями, имеющими соответствующие лицензии на проведение лицензируемых видов работ, согласно Указа Президента РК "О лицензировании", постановления Правительства РК от 29 декабря 1995 г. №1894 "О реализации постановления Президента РК от 17 апреля 1995г. № 2201".

Целью ремонта является поддержание и восстановление эксплуатационных характеристик магистрального нефтепродуктопровода в целом или его отдельных участков в процессе эксплуатации.

Настоящий Свод правил является обязательным для исполнения предприятиями, учреждениями и организациями независимо от их ведомственной и отраслевой принадлежности, форм собственности и организационно-правовых форм, в том числе переданных под управление иностранным компаниям, а также юридическими и физическими лицами и всеми гражданами на территории Республики Казахстан.

Наряду с настоящим Сводом правил необходимо руководствоваться действующими государственными стандартами, строительными нормами, ведомственными и отраслевыми нормативными документами, утвержденными центральными исполнительными органами в установленном порядке, требования которых должны быть не ниже установленных настоящим Сводом правил.

По мере накопления новых методов при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтепродуктопроводов в Свод правил будут внесены необходимые изменения и дополнения.

 

Общие положения

 

Все технические мероприятия по подготовке и проведению ремонта нефтепродуктопроводов осуществляются с соблюдением государственных, ведомственных и отраслевых документов, основными из которых являются: СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы";

СНиП ІІІ-42-80* часть III, глава 42 "Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы";

СНиП РК 1.02-01-2001 "Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений"; "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов".

 

1.1. Система планово-предупредительных ремонтов магистральных нефтепродуктопроводов

 

1.1.1. Для поддержания нефтепродуктопроводов (НПП) в исправном состоянии периодически в плановом порядке выполняют планово-предупредительный ремонт (ППР).

1.1.2. Планово-предупредительный ремонт - это комплекс организационных и технических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту НПП, проводимых периодически по заранее составленному плану и графику с учетом условий эксплуатации.

1.1.3. Система планово-предупредительного ремонта НПП включает следующие понятия:

а) ремонтный цикл;

б) межремонтный период;

в) структура ремонтного цикла;

г) плановые периодические профилактические работы (межремонтное обслуживание).

1.1.4. Ремонтный (межремонтный) цикл - это время работы НПП между двумя плановыми капитальными ремонтами или время работы от начала эксплуатации до первого планового капитального ремонта.

1.1.5. Межремонтный период - это время работы НПП между двумя любыми очередными плановыми ремонтами.

1.1.6. Структура ремонтного цикла - это порядок чередования всех ремонтных и профилактических работ в ремонтном цикле.

 

1.1.7. Плановые периодические профилактические работы - это межремонтное обслуживание трубопровода, состоящее из обслуживания НПП в течение всего периода работы между двумя плановыми ремонтами.

 

Издание официальное

1.1.8. Межремонтное обслуживание включает:

а) наблюдение за состоянием запорной арматуры и трубопроводов;

б) наблюдение за контрольно-измерительными приборами, системами регулирования и автоматики и их регулирование;

в) мелкий ремонт оборудования - наложение хомутов на технологические трубопроводы, смена прокладок и т.п.;

г) профилактическое испытание энергетического оборудования.

1.1.9. Правильная организация межремонтного обслуживания оборудования позволяет удлинить срок его службы.

1.1.10. Плановые виды работ системы ППР подразделяются на:

а) текущий ремонт;

б) средний ремонт;

в) капитальный ремонт.

1.1.11. Внеплановые аварийные ремонтные работы в систему ППР не входят.

1.1.12. При соответствующей организации планово-предупредительных работ внеплановых ремонтов не должно быть.

1.1.13. При составлении графиков ремонта трубопровода необходимо следить, чтобы время его остановки совпадало со временем ремонта основного оборудования перекачивающих станций. Это позволит наиболее полно использовать время остановок трубопровода.

 

1.2. Классификация ремонтов магистральных нефтепродуктопроводов

 

1.2.1. Ремонты магистральных нефтепродуктопроводов по объему и характеру выполняемых работ подразделяются на следующие основные виды:

а) текущий ремонт;

б) средний ремонт;

в) капитальный ремонт;

г) внеплановый ремонт (аварийный).

1.2.2. Текущий ремонт нефтепродуктопровода осуществляется по графику без снижения пропускной способности трубопровода, силами ремонтно-восстановительных служб в процессе эксплуатации.

1.2.3. При среднем ремонте ремонтируют изношенные участки трубопровода.

1.2.4. Капитальный ремонт, при котором производят полную разборку, ремонт или замену всех износившихся деталей или узлов, сборку и испытание в соответствии с техническими условиями, ремонт линейной части НПП.

1.2.5. Внеплановый ремонт (аварийный) представляет собой работы, связанные с ликвидацией аварий и повреждений на нефтепродуктопроводах.

 

1.3. Текущий ремонт

 

Текущий ремонт производится согласно действующих "Системы технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов", отраслевых нормативно-технических документов.

1.4. Средний ремонт

 

Средний ремонт производится согласно действующих "Системы технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов", отраслевых нормативно-технических документов.

 

1.5. Капитальный ремонт

 

Организационно-техническая подготовка капитального ремонта

1.5.1. Основной целью подготовки капитального ремонта магистрального НПП является обеспечение планомерного производства ремонтно-строительных работ для завершения их в сроки, установленные планом, при высоком качестве работ и с применением совершенных технических, технологических и организационных решений, а также с высокими технико-экономическими показателями.

1.5.2. Подготовка капитального ремонта магистрального НПП осуществляется в два этапа:

а) организационные подготовительные мероприятия, выполняемые до начала работ по капитальному ремонту;

б) подготовительный период (внеплощадочные и внутриплощадочные работы).

1.5.3. Капитальный ремонт представляет собой комплекс работ, в процессе которого ремонтируются или заменяются изношенные конструкции или сооружения на более прочные и экономичные, для удлинения межремонтного срока эксплуатации.

1.5.4. К капитальному ремонту магистральных НПП относятся:

а) ремонт и замена изношенной изоляции;

б) ремонт дефектных участков и запорной арматуры;

в) очистка внутренней полости трубопровода от грязи производится в основном при снижении производительности на 25%, а также после гидравлических испытаний, перед проведением внутренней диагностики, в процессе эксплуатации по регламенту, установленному службами магистрального НПП;

г) ремонт защитных сооружений в местах приближения трассы к населенным пунктам;

д) ремонт и замена средств электрохимзащиты трубопровода;

е) ремонт оградительных и других устройств по правилам техники безопасности и противопожарной безопасности.

1.5.5. Капитальный ремонт на НПП производится в плановом порядке на основе проектной документации.

 

Организационные мероприятия

 

1.5.6. Организационно-подготовительные мероприятия включают:

а) составление перспективного плана капитального ремонта нефтепродуктопровода;

б) предварительное определение коррозионных участков, подлежащих капитальному ремонту на основании данных обследования технического состояния трубопровода и анализа статистических данных об условиях эксплуатации обследуемых участков;

в) подготовка уточненного плана и профиля участка нефтепродуктопровода, подлежащего капитальному ремонту, при отсутствии выполнения топографической съемки;

г) по проектной и эксплуатационной документации уточнение положения в плане вантузов, задвижек, сооружений и сетей;

д) составление ведомости пересечений или приближений сооружений и сетей, пересекающих трассу или проходящих рядом с трубопроводом, с указанием пикетов, пересечений или приближений, глубины заложений, владельцев и других данных, имеющихся в документации;

е) проведение электрометрических изменений на участке, подлежащем капитальному ремонту; обследование состояния изоляции трубопровода искателем повреждений; шурфование по месту обнаружения дефектов в изоляции для оценки общего состояния изоляции и тело трубы; шурфование в местах пересечений нефтепродуктопровода с сооружениями и сетями других ведомств и внесение конкретных данных в план и профиль трассы;

ж) разработка и утверждение задания на проектирование капитального ремонта;

з) согласование проведения работ по капитальному ремонту ведомствами, чьи сооружения и сети пересекают нефтепродуктопровод;

и) оформление документов по отводу земель с согласованием условий рекультивации;

к) составление рабочего проекта на капитальный ремонт с утверждением его в установленном порядке до 1 сентября года, предшествующего планируемому ремонту;

л) оформление финансирования, передача всей технической и проектной документации на капитальный ремонт участка нефтепродуктопровода строительному управлению;

м) разработка и утверждение проекта производства работ;

н) задание на проектирование капитального ремонта трубопровода разрабатывается согласно СНиП РК 1.02-01-2001 "Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений".

1.5.7. Отвод земельных участков производится в установленном порядке, с учетом размещения временных жилых городков и основных условий пользования землей.

1.5.8. При капитальном ремонте нефтепродуктопровода применяется одностадийное проектирование - рабочий проект. Состав рабочего проекта определяется согласно СНиП РК 1.02-01-2001 с учетом особенностей трубопровода как линейного объекта.

1.5.9. Рабочий проект на капитальный ремонт разрабатывается с использованием следующих документов:

а) задания на проектирование капитального ремонта трубопровода;    

б) материалов обследования технического состояния трубопровода (дефектная ведомость, составленная по карточкам осмотра изоляции и стенки труб в шурфах: данные электрических измерений; данные о повреждениях, происшедших на участке НПП со дня его эксплуатации, и их причин);

в) исполнительных чертежей на строительство трубопровода;

г) соответствующих разделов строительных норм и правил;

д) типовых схем производства работ;

е) правил, инструкций, рекомендаций на производство капитального ремонта трубопровода;

ж) нормативных материалов по технике безопасности, охране труда и окружающей среды, пожарной безопасности;

з) материалов топографо-геодезических изысканий по трассе ремонтируемого НПП;

и) настоящего Свода правил.

1.5.10. В состав рабочего проекта также должен входить проект рекультивации земель, в котором устанавливается порядок приведения сельскохозяйственных земель, лесных угодий, а также других земель, представленных во временное пользование, в состояние, пригодное для использования их по назначению.

1.5.11. Организация, разработавшая проект рекультивации земель, должна согласовать его со всеми землепользователями, органами государственного контроля за использованием и охраной земель; со всеми организациями, в ведении которых находятся инженерные сети, сооружения, пересекающие ремонтируемый НПП, а также с организациями, осуществляющими капитальный ремонт подземного НПП.

1.5.12. В проекте рекультивации земель должны быть определены:

а) границы угодий по трассе НПП, в пределах которых необходимо проведение рекультивации;

б) ширина зоны рекультивации в пределах полосы отвода;

в) мощность снимаемого плодородного слоя почвы по каждому нарушенному участку;

г) срок нанесения плодородного слоя почвы с учетом уплотнения грунта, уложенного в траншею;

д) место расположения отвала для временного хранения плодородного слоя почвы;

е) способ снятия, хранения, транспортировки и нанесения плодородного слоя;

ж) мощность наносимого плодородного слоя и потенциально-плодородных пород;

з) план отведенного под ремонт НПП земельного участка с планировочными данными, позволяющими определить объем земельных работ по рекультивации земель и их сметную стоимость.

1.5.13. При разработке проекта рекультивации земель должно указываться фактическое положение НПП в плане, глубина его залегания.

1.5.14. В состав проекта рекультивации земель должен быть включен раздел, касающийся ликвидации последствий аварий, возможных при производстве ремонтных работ.

1.5.15. В рабочем проекте должен быть предусмотрен раздел, касающийся мероприятий по охране водоемов, почвы и атмосферного воздуха от загрязнения при капитальном ремонте НПП.

1.5.16. Проект производства работ (ППР) на капитальный ремонт НПП является основным документом по организации и проведению ремонтных работ.

1.5.17. Исходными документами для разработки проекта производства работ являются:

а) задание на разработку проекта производства работ;

б) рабочий проект на капитальный ремонт;

в) сведения о количестве и типах намечаемых к использованию ремонтных машин и механизмов, а также о рабочих кадрах по профессиям;

г) данные о местах размещения полевых городков;

д) материалы топографо-геодезических изысканий по трассе ремонтируемого НПП;

е) сведения об условиях использования существующих дорог, инженерных коммуникаций других предприятий;

ж) сведения об условиях безопасного производства ремонтных работ.

1.5.18. В задании на разработку проекта производства работ должны содержаться сведения о составе, объеме и сроках его разработки. При разработке проекта производства работ необходимо руководствоваться СНиП 3.01.01-85* "Организация строительного производства" и другими нормативными документами.

1.5.19. Дополнительно в состав проекта производства работ должен быть включен раздел, касающийся ликвидации аварий, возможных при производстве работ.

1.5.20. При наличии параллельно действующих НПП и других коммуникаций необходимо разработать проектные решения, учитывающие фактическое положение в плане, глубину залегания, техническое состояние и мероприятия, обеспечивающие сохранность и безопасность производства работ.

1.5.21. Проект производства работ на капитальный ремонт НПП состоит из календарного плана работ в виде линейного графика, строительного генерального или схематического плана трассы, схем производства работ и краткой пояснительной записки с расчетами и обоснованием технологических решений и мероприятий по обеспечению пожарной безопасности (раздел 2.9).

1.5.22. Проект производства работ составляется, согласовывается и утверждается в установленном порядке не позднее, чем за два месяца до начала основных работ и передается для ознакомления непосредственным исполнителям.

 

Подготовительные работы

 

1.5.23. Подготовительные работы, выполняемые подрядчиком:

а) обследование дорог, мостов для выяснения возможности перебазировки машин и механизмов, устройство лежневых дорог;

б) размещение и обустройство полевых городков, решение вопроса питания, быта рабочих;

в) подготовка трассы НПП;

г) оборудование пунктов погрузки и выгрузки;

д) перебазировка ремонтных колонн к месту работы;

е) организация пунктов хранения горюче-смазочных материалов;

ж) строительство временных складов:

з) устройство подъездных путей;

и) оборудование пунктов технического обслуживания машин и механизмом, баз по приготовлению битумной мастики.

1.5.24. Подготовка трассы трубопровода включает: установку пикетов срезку валика, расчистку полосы для подъезда машин и механизмов, планировку трассы и устройство подъездов к ней.

Производство основных ремонтных работ разрешается начинать после завершения организационных мероприятий и подготовительных работ и получения письменного разрешения от руководства на производство работ.

1.5.25. Сдача трассы НПП производится заказчиком подрядчику с оформлением акта передачи перед началом ремонтных работ и обозначением на местности: километража и пикетов трассы и всех пересечений нефтепродуктопровода с инженерными коммуникациями, а также всех параллельно пролегающих коммуникаций.

1.5.26. Перед началом ремонтного сезона исполнитель работ должен поставить в известность местные органы Госпожнадзора о сроках проведения работ по капитальному ремонту действующего НПП.

 

1.6. Внеплановый ремонт

 

1.6.1. Внеплановый (аварийно-восстановительный) ремонт заключается в ликвидации аварий и повреждений, вызванных нарушением герметичности НПП и повреждений линейной арматуры.

1.6.2. Внеплановый ремонт характеризуется повышенными требованиями к соблюдению мер по технике безопасности и противопожарной безопасности.

 1.6.3. К внеплановому ремонту относятся:

а) ликвидация аварий, возникающих вследствие действия подземной коррозии (каверны, свищи) и из-за разрывов сварных стыков и трубопровода по телу трубы;

б) закупорки трубопровода, приводящие к полной или частичной его остановке;

в) неисправности оборудования;

г) ликвидация несанкционированных врезок.

1.6.4. Восстановительные работы производит ремонтно-восстановительная служба, оснащенная необходимой техникой и материалами со строгим соблюдением мер техники безопасности.

1.6.5. Особенность аварийного ремонта состоит в том, что он выполняется не только вне плана, но и в любое время года.

1.6.6. При больших авариях на нефтепродуктопроводе для их безотлагательной ликвидации в отдельных случаях могут быть привлечены даже ремонтно-строительные управления (РСУ).

1.6.7. При внеплановом ремонте производятся следующие операции:

а) отключение поврежденного участка трубопровода от магистрали;

б) устройство обвалований и котлованов для предупреждения разлива нефтепродуктов;

в) сбор нефтепродуктов и закачка их в трубопровод или емкость:

г) вскрытие трубопровода в месте повреждения;

л) подготовка котлована для выполнения сварочных работ.

е) заварка трещин или свищей;

ж) сварка катушек или труб в месте повреждения;

з) замена и ремонт поврежденных задвижек;

и) нанесение изоляционного покрытия на отремонтированный участок трубопровода;

к) устранение причин, вызвавших нарушение телефонной связи (обрыв проводов, повреждение опор и т.д.);

л) устранение причин, вызвавших остановку перекачки по трубопроводу;

м) ликвидация причин, вызвавших закупорку трубопровода;

н) ликвидация последствий аварии.

1.6.8. Технические средства аварийно-восстановительных бригад и подразделений (транспортные и ремонтно-восстановительные машины и механизмы) должны иметь соответствующие надписи. Транспортные средства аварийно-восстановительных бригад по согласованию с Госавтоинспекцией оснащают спецсигналами.

1.6.9. Все оборудование, транспорт и имущество линейной службы, предназначенные для выполнения аварийно-восстановительных работ, должны находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Использовать данную технику не по назначению запрещается.

1.6.10. Повреждения на нефтепродуктопроводе могут быть обнаружены:

а) по падению давления на выходе перекачивающей станции;

б) по повышению нагрузки двигателей магистральных насосов;

в) по разнице балансов перекачки между насосными станциями;

г) акустическими и гидродинамическими методами;

д) путем использования трассирующих веществ (радиоактивные изотопы и др.);

е) пропуском внутри трубы специальных устройств и приборов;

ж) визуально-периодическим осмотром трассы.

1.6.11. Планы ликвидации возможных аварий на магистральном нефтепродуктопроводе должны содержать:

а) оперативную часть, предусматривающую вид и место возможных аварий;

б) мероприятия по отключению поврежденного участка и ликвидации аварий;

в) условия, опасные для людей и окружающей среды;

г) расчет количества выхода нефтепродуктов с поврежденного участка;

д) мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды;

е) мероприятия по локализации выхода нефтепродуктов;

ж) действия ИТР и рабочих;

з) необходимые правила и мероприятия по технической и пожарной безопасности;

и) мероприятия по тушению нефтепродуктов в случае их возгорания;

к) место нахождения служб и средств ликвидации аварий;

л) распределение обязанностей между руководителями и отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

м) список должностных лиц и учреждений, которые должны быть извещены об аварии и порядок извещения;

н) план оперативных работ при обнаружении поврежденного участка;

о) список телефонов руководящего состава и аварийных служб областей и районов, по территории которых проходит НПП.

1.6.12. Перед началом огневых работ поврежденный участок изолируют от газов и паров нефтепродуктов с помощью герметизирующих тампонов и приспособлений.

1.6.13. Для изготовления тампонов применяют глину, глинистый порошок, быстросхватывающиеся пенополиуретаны и другие средства, обеспечивающие герметизацию и безопасность работ.

1.6.14. Трубы аварийного запаса должны быть очищены от ржавчины и окалины, загрунтованы снаружи и изнутри и иметь на концах заглушки.

1.6.15. На каждой трубе должны быть нанесены белой краской длина и диаметр, толщина стенки и марка стали.

1.6.16. В управлении магистральных НПП должны храниться копии сертификатов на трубы аварийного запаса.

1.6.17. В летний период грунтовка и надписи на трубах аварийного запаса должны быть обновлены, стеллажи отремонтированы и аварийный запас пополнен до нормы.

1.6.18. Трубы, используемые для замены поврежденных участков, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их принадлежность к имеющимся заводским сертификатам. Проверка должна быть оформлена актом.

 

1.7. Структура и порядок функционирования системы технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов

 

1.7.1. Организационно-техническое руководство техническим обслуживанием и ремонтом линейной части магистрального НПП осуществляется на уровне предприятий магистральных НПП - отделами технической эксплуатации с включением в их состав работников по электрохимической защите (ЭХЗ) и капитальному ремонту.

1.7.2. Реализация планов технического обслуживания и ремонта (ТОР) линейной части магистрального НПП осуществляет ремонтный персонал производственных служб и подразделений: аварийно-восстановительной службы (АВС), базы производственного обслуживания (БПО), ремонтно-строительных управлений (РСУ), их участков или ремонтно-строительной колонной (РСК).

1.7.3. Аварийно-восстановительная служба является специальным подразделением системы (ТОР), основной функцией которого является выполнение работ по предупреждению и ликвидации аварии и повреждений на линейной части магистрального НПП, а также выполнение плановых работ, связанных с продолжительными остановками линейной части, или перекачивающих станций.

1.7.4. Структуру АВС системы ТОР линейной части НПП составляют:

а) аварийно-восстановительные пункты (АВП), бригады и их звенья;

б) опорные аварийно-восстановительные пункты (ОАВП). ОАВП создается при линейно-производственной и диспетчерской станции (ЛПДС) или базе производственного обслуживания (БПО) как производственное подразделение, предназначенное для выполнения плановых мероприятий системы ТОР линейной части магистрального НПП и ликвидации аварий любого вида и сложности.

1.7.5. АВП является структурным подразделением линейно-производственной диспетчерской станции (ЛПДС).

1.7.6. На АВП возлагаются следующие обязанности:

а) периодически осматривать НПП и вдольтрассовые сооружения для выявления утечек нефтепродукта и других повреждений в пределах закрепленных за ними участков;

б) содержать полосы отвода и охранной зоны в состоянии, предусмотренном правилами охраны и безопасности эксплуатации НПП;

в) содержать в исправном состоянии противопожарные сооружения защиты населенных пунктов и рек от разлившегося при авариях нефтепродукта;

г) по утвержденному графику производить очистку НПП от грязи, воды, воздуха;

д) производить работы по ликвидации аварий на НПП;

е) текущее обслуживание и текущий ремонт НПП, арматуры и сооружений;

ж) проверку состояния изоляции и поверхности трубы;

з) содержать в исправном состоянии и необходимом количестве табельную технику и приспособления, аварийный запас труб и материалов;

и) оформление в установленном порядке документации на ремонтные работы и ликвидацию аварий.

1.7.7. Периодические визуальные осмотры трассы, линейных сооружений и охранной зоны НПП осуществляется наземным способом и с воздуха.

1.7.8. Ремонтно-восстановительные бригады, ремонтные колонны и АВП оснащают необходимыми транспортными средствами, строительными и ремонтными механизмами, оборудованием, материалами, инструментами и инвентарем, согласно действующим нормативам-табелям технической оснащенности и соответствующей технической документации: ВНТП-1-94 "Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов"; РД 39-026-90 "Норматив-табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов". Эти нормы оговаривают выполнение следующих работ:

а) земляные;

б) подъем и укладка НПП;

в) очистка наружной поверхности НПП;

г) сварочные,

 д) противокоррозионная изоляция НПП.

1.7.9. АВП могут располагаться либо на отдельных участках трассы, либо на перекачивающих станциях.

1.7.10. Границы участков, обслуживаемых АВП, устанавливаются в зависимости от рельефа местности, количества параллельно-проложенных ниток, наличия переходов через естественные и искусственные препятствия, наличия вдольтрассовых дорог и т.д.

1.7.11. В обычных условиях, согласно нормативам технической оснащенности, за АВП закрепляется обслуживание участков трассы магистрального НПП протяженностью, с учетом ответвлений к попутным нефтебазам 200...250 км.

1.7.12. При прохождении в одном техническом коридоре двух и более ниток магистрального НПП зона обслуживания одним АВП сокращается на 25% для двух ниток и на 50% для трех и более ниток.

 

ЧАСТЬ I

 

2. Правила ремонта магистральных нефтепродуктопроводов без остановки перекачки

 

2.1. Обследование технического состояния нефтепродуктопроводов

 

2.1.1. Определение технического состояния НПП производится для своевременного выявления участков, подлежащих ремонту, и для установления вида и объема работ.

2.1.2. Техническое состояние НПП определяется путем изучения статистических данных о повреждениях, происшедших на трубопроводе со дня его эксплуатации, и путем обследования трубопровода непосредственно на трассе.

 

Обследование коррозионного состояния нефтепродуктопроводов

 

2.1.3. Обследование коррозионного состояния нефтепродуктопровода следует производить согласно РД 39-0147103-372-86 "Инструкция по обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов".

 

Оценка состояния изоляционного покрытия нефтепродуктопровода

 

2.1.4. Места дефектов на нефтепродуктопроводе определяют искателем повреждений изоляционного покрытия.

2.1.5. Величину переходного сопротивления определяют для неповрежденного покрытия в шурфах.

Измерение переходного сопротивления "труба-земля" производят в соответствии с ГОСТ 25812-83 и оценку его осуществляют по среднему значению, определенному не менее чем в трех шурфах.

 

Периодичность обследования коррозионного состояния магистральных нефтепродуктопроводов

 

2.1.6. Обследованию коррозионного состояния подвергают магистральные НПП со следующей периодичностью:

а) НПП, передаваемые на баланс другими организациями - при передаче;

б) действующие НПП, проложенные в солончаковых грунтах и зонах действия блуждающих токов, - через 5 лет;

в) остальные НПП- через 10 лет.

2.1.7. За точку отсчета срока проведения обследования принимают время сдачи НПП в эксплуатацию или после очередного капитального ремонта.

2.1.8. Обследование проводится в зависимости от природно-климатических условий региона, где проложены НПП, бригадой не менее 6 человек с производительностью 5 км/день.

2.1.9. Бригада должна состоять из водителя электромонтера, электромонтера 6 разряда для проведения электрометрических измерений, двух операторов для работы с искателем повреждения, оператора, делающего привязку обнаруженных дефектов к физическим объектам, электросварщика.

 

2.2. Способы ремонта подземных нефтепродуктопроводов

 

2.2.1. Капитальный ремонт подземных НПП производится:

а) с подъемом трубопровода в траншее;

б) с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее;

в) без подъема трубопровода с сохранением его положения.

2.2.2. Ремонт с подъемом трубопровода в траншее рекомендуется для НПП всех диаметров, при замене изоляционного покрытия без восстановления стенки трубы.

Технические операции выполняются поточно в следующей последовательности (рис.2.2.1):

1) уточнение положения трубопровода;

2) снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

3) разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

4) очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

5) подъем трубопровода;

6) проверка технического состояния трубопровода, визуальный осмотр поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

7) нанесение грунтовки;

8) нанесение нового изоляционного покрытия;

9) контроль качества изоляционного покрытия;

10) укладка трубопровода;

11) присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

12) рекультивация плодородного слоя почвы.

2.2.3. Ремонт с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее рекомендуется для НПП всех диаметров, при замене изоляционного покрытия с восстановлением стенки трубы.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 2.2.2):

1) уточнение положения трубопровода;

2) снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

3) разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

4) подъем трубопровода;

5) очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

6) укладка трубопровода на лежки;

7) выполнение сварочных работ на участке, уложенном на лежке (опоры-крепи):

8) проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости:

9) подъем трубопровода;

10) окончательная очистка трубопровода;

11) нанесение грунтовки;

12) нанесение нового изоляционного покрытия;

13) контроль качества изоляционного покрытия;

14) укладка трубопровода;

 

 

Схема расстановки машин и механизмов при ремонте с подъемом трубопровода в траншее

 

Рис. 2.2.1

1 - бульдозер; 2 - вскрышной экскаватор; 3 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 4 - очистная машина;

5 - трубоукладчик; 6 - ролико-канатная троллейная подвеска; 6,7 - передвижная электростанция; 8 - емкость для грунтовки;

9 - грунтовочная машина; 10 - изоляционная машина; 11 - битумозаправщик.

 

Схема расстановки машин и механизмов при ремонте с подъемом трубопровода в траншее

Рис. 2.2.2

1 - бульдозер; 2 - вскрышной экскаватор; 3 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 4 - очистная машина;

5 - трубоукладчик; 6 - ролико-канатная троллейная подвеска; 6,7 - передвижная электростанция; 8 - сварочный агрегат;

9 - емкость для грунтовки; 10 - грунтовочная машина; 11 - изоляционная машина; 12 - битумозаправщик; 13 - лежка.

 

 

15) присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

16) рекультивация плодородного слоя почвы.

2.2.4. Ремонт без подъема трубопровода с сохранением его положения и заменой изоляционного покрытия может быть предложен для трубопровода диаметром менее 720 мм.

Этот способ рекомендуется в том случае, когда неприемлем способ ремонта с подъемом трубопровода по следующим причинам:

а) техническое состояние;

б) невозможности использования трубоукладчиков;

в) особенности грунтов, а также по результатам проведенных расчетов.

2.2.5. Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 2.2.3):

1) уточнение положения трубопровода;

2) снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

3) разработка траншеи ниже нижней образующей;

4) удаление грунта из-под трубопровода:

5) поддержание подкопанного участка;

6) очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

7) проверка технического состояния трубопровода;

8) контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

9) выполнение, при необходимости, сварочных работ на подкопанном участке;

10) нанесение грунтовки;

11) нанесение нового изоляционного покрытия;

12) контроль качества изоляционного покрытия;

13) присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

14) рекультивация плодородного слоя почвы.

2.2.6. При наличии трещин любой длины, разрыва сварных швов и металла трубы, вмятин с любыми царапинами и задирами, сквозных повреждений при отсутствии фонтанировання продукта, вмятин без повреждений металла трубы, но глубиной, превышающей толщину стенки трубы, или размером более 250 мм, царапин глубиной более 30° от толщины стенки и длиной более 50 мм, поврежденный участок нефтепродуктопровода должен быть вырезан. До вырезки допускается использовать временные средства усиления несущей способности (приварку заплат, муфт) участков НПП, имеющих данные повреждения. Срок эксплуатации участка НПП с временными средствами усиления устанавливается комиссионным обследованием.

Сварочно-монтажные и изоляционные работы должны выполнять по требованиям и нормам на строительство магистральных трубопроводов.

2.2.7. Выбор способа ремонта зависит от диаметра трубопровода, его технического состояния, конкретных условий его пролегания и других факторов.

2.2.8. С целью безопасности производства работ участки длиной не более 40 м, примыкающие к задвижкам, тройникам, отводам и т.д. следует ремонтировать отдельно от основного потока работ и отделять их от примыкающих траншей диафрагмами из влагонепроницаемого грунта.

 

2.3. Земляные работы

 

2.3.1. Земляные работы при ремонте НПП следует выполнять механизированным способом в строгом соответствии с проектной документацией. Выполнение земляных работ вручную допускается лишь в местах, где механизация работ затруднена пересечением НПП с подземными коммуникациями, наличием запорной арматуры и т.п.

2.3.2. Во избежание повреждения НПП минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом вскрышного экскаватора должно быть 15 - 20 см.

2.3.3. При сильном притоке грунтовых вод в траншею необходимо предусматривать искусственное водопонижение, а при илистых оплывающих грунтах или при возможном выносе частиц грунта следует применять шунтовые крепления.

2.3.4. Работы по открытому водоотливу и искусственному понижению зеркала грунтовых вод должны производиться в соответствии со СНиП 3.02.01-87 "Земляные сооружения и фундаменты".

2.3.5. После выполнения ремонта НПП в месте размещения средств ЭХЗ необходимо вновь подключить к НПП катодный вывод станции катодной защиты (СКЗ) или дренажный кабель станции дренажной защиты (СДЗ), а также восстановить контрольно-измерительную колонку (КИК). После чего ввести в работу средства ЭХЗ.

2.3.6. До начала работ по засыпке отремонтированного НПП необходимо проверить качество нового изоляционного покрытия и, в случае его повреждения, необходимо отремонтировать изоляционное покрытие, а также провести предусматриваемые проектом работы по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений.

2.3.7. Засыпать траншею следует непосредственно после укладочных работ и восстановления устройств электрохимзащиты в течение одной смены.

2.3.8. При засыпке НПП необходимо обеспечить сохранность труб и изоляции, а также прилегание трубопровода ко дну траншеи.

2.3.9. В щебенистых грунтах, а также в сухих, комковатых и мерзлых грунтах нефтепродуктопроводы должны укладываться в траншею на подсыпку из мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими неровностями основания траншеи и таким же грунтом присыпаться на 20 см над верхней образующей.

2.3.10. Засыпка НПП в обычных условиях осуществляется преимущественно бульдозером и траншеезасыпателями как с одной, так и с обеих сторон траншеи. В некоторых случаях засыпку выполняют одноковшовыми экскаваторами, оборудованными ковшом обратная лопата или драглайном.

2.3.11. Засыпку НПП бульдозерами выполняют: прямолинейными, косопоперечными параллельными, косоперекрестными или комбинированными проходами. В местах с уменьшенной полосой отвода работы выполняются косопоперечными параллельными или косоперекрестными проходами бульдозером или роторным траншеезасыпателем (рис. 2.3.1).

2.3.12. При наличии горизонтальных кривых на НПП в начале засыпают криволинейный участок, а затем остальной. Причем, засыпку криволинейного участка начинают с середины, двигаясь поочередно к его концам.

 

 

Схема расстановки машин и механизмов при ремонте без подъема трубопровода с сохранением его положения

 

 

 

 

Рис. 2.2.3

1 – прибор для уточнения положения трубопровода; 2 – бульдозер; 3 – одноковшовый экскаватор, оборудованный обратной лопатой; 4 – трубоукладчик, используемый для монтажных работ и в качестве тягача; 5 – передвижная электростанция;

6 – подкапывающая машина для разработки грунта под трубой; 7 – очистная машина для очистки поверхности трубопровода от старого изоляционнго покрытия; 8 – крепь-опора для поддержания подкопанного участка трубопровода;

9 – сварочный пост; 10 – узел связи; 11 – изоляционная машина для нанесения нового изоляционного.

 

 

Схемы производства работ по засыпке уложенного трубопровода бульдозером

 

 

Рис. 2.3.1

а – прямолинейными переходами;                б – косопоперечными параллельными переходами;

в – косоперекрестными переходами;            г – комбинированным способом.

 

2.3.13. На участках местности с вертикальными кривыми НПП (овраги, балки, суходолы) засыпку следует производить с двух сторон понижения сверху вниз.

2.3.14. Засыпка НПП драглайном осуществляется в тех случаях, когда работа техники в зоне размещения отвала невозможна либо по другим причинам. В этом случае экскаватор находится со стороны траншеи, противоположной отвалу, а грунт для засыпки берется из отвала и ссыпается в траншею.

2.3.15. После засыпки нерекультивируемых земель над НПП устанавливают валик грунта в виде правильной призмы.

2.3.16. На рекультивируемых землях траншеи сначала следует засыпать минеральным грунтом с запасом по высоте на величину осадки. Величина запаса зависит от вида грунта и глубины траншеи.

2.3.17. После искусственного или естественного уплотнения грунта в траншее наносят плодородный слой из временного отвала на полосе рекультивации.

2.3.18. Приведение земельных участков в пригодное состояние производятся в ходе работ, а при невозможности этого - не позднее чем в течение года после завершения работ.

 

Контроль качества и приемка земляных работ

 

2.3.19. Контроль качества земляных работ заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ проектной документации требованием главы СНиП ІІІ-42-80* "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ" с соблюдением допусков, приведенных в табл. 2.3.1.

2.3.20. На нерекультивируемых землях с помощью шаблона контролируется высота валика, которая должна быть не менее проектной и не превышать проектную высоту на величину более 200 мм.

2.3.21. Сдача-приемка земляных работ должна быть оформлена соответствующим актом (Приложение 2 форма 1).

 

2.4. Подъем и укладка нефтепродуктопроводов

 

2.4.1. Работы по подъему и укладке НПП разрешается производить только в присутствии лица, ответственного за производство работ.

2.4.2. Перед подъемом должны быть выполнены все мероприятия, предусмотренные в проекте производства работ, обеспечивающие безопасность его проведения и предотвращающие аварийные ситуации.

2.4.3. Поднимать НПП следует только после того, как ремонтируемый участок будет полностью вскрыт до нижней образующей трубопровода и только после получения разрешения от диспетчера управления магистральными НПП.

2.4.4. При ремонте НПП с подъемом в траншее, сварные швы очищаются от старого изоляционного покрытия, ржавчины, загрязнений и подвергаются сплошному визуальному осмотру и контролю физическими методами в зависимости от результатов визуального осмотра.

При ремонте НПП с укладкой на лежки сплошному визуальному осмотру подвергаются также стенки трубопровода.

 

Допуски на производство земляных работ

Таблица 2.3.1

 

2.4.5. Определение технического состояния сварных швов, стенки НПП и сварочные работы выполняются в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефтепродуктопровода под давлением" РД 39-0147103-360-89.

2.4.6. Перед началом подъема НПП необходимо убедиться в исправности ближайших линейных задвижек и в случае неисправности - отремонтировать.

2.4.7. Начало (или конец) приподнимаемого участка НПП должно находиться от линейных задвижек или других мест защемления на расстоянии не менее 30 м (для трубопроводов диаметром до 500 мм) и 40 м (для трубопроводов более 500 мм).

2.4.8. При движении ремонтной колонны должны контролироваться следующие расчетные параметры:

а) высота подъема НПП;

б) расстояния между трубоукладчиками;

в) общая длина приподнятого участка;

г) нагрузка на грузоподъемные механизмы;

д) шаг ремонтной колонны;

е) расстояние от первого трубоукладчика до точки вскрытия;

ж) расстояние от последнего трубоукладчика до точки засыпки.

2.4.9. Технологические параметры ремонтной колонны определяются расчетом.

2.4.10. Подъем НПП следует осуществлять плавно, без рывков и резких колебаний. Контроль величины расчетных нагрузок на крюках трубоукладчиков производится динамометрами.

2.4.11. На время длительных остановок и в конце смены НПП следует укладывать на лежки, обеспечивающие поддержание трубопровода в исходном положении. Для предотвращения боковых смещений нефтепродуктопровода, уложенного на лежки, устанавливают боковые опоры.

2.4.12. Расстояние от места установки трубоукладчика до поперечного сварного шва должно составлять не менее 3,0 м.

2.4.13. Подъем НПП с находящимися на нем очистной и изоляционной машинами следует производить равномерно.

2.4.14. Рекомендуется одновременное передвижение всех трубоукладчиков с целью уменьшения динамических нагрузок на НПП.

 

Подъем и укладка нефтепродуктопровода на лежки

 

2.4.15. Подъем и укладка НПП на лежки применяется при ремонте по способу, описанному в п.2.2.3. и для монтажа (демонтажа) машин и механизмов при ремонте по способу в п.2.2.2.

2.4.16. На рис. 2.4.1 показана схема расстановки и перемещения трубоукладчиков, а также последовательность операций при подъеме и укладке НПП на лежки одновременно всеми трубоукладчиками (на рисунке условно показано 3 трубоукладчика).

Позиция І. Расстановка трубоукладчиков на расстоянии друг от друга в соответствии с техническим расчетом и установка на них мягких полотенец. Расстояние от места установки полотенец до поперечного сварного шва Lст - не менее 3 м.

Позиция II. Подъем НПП одновременно всеми трубоукладчиками на заданную технологическую высоту.

Позиция III. Укладка лежек под приподнятый НПП в местах стропления полотенец. Лежки должны быть расположены от сварного шва на расстоянии не менее 3 м.

Позиция IV. Опускание НПП на лежки одновременно всеми трубоукладчиками.

Позиция V. Переход трубоукладчиков в следующее исходное положение в порядке, описанном в позиции 1. Далее операции повторяются в указанной последовательности.

На рис. 2.4.2 показана схема расстановки и перемещения трубоукладчиков и последовательность операций при подъеме и укладке НПП на лежки с переходом одного трубоукладчика. (На рисунке условно показано четыре трубоукладчика).

Позиция І. Расстановка трубоукладчиков на расстоянии друг от друга установка на них мягких полотенец. Лежки должны быть расположены от шва на расстоянии не менее 3 м.

Позиция II. Подъем НПП одновременно всеми трубоукладчиками на заданную технологическую высоту.

Позиция III. Укладка лежек под приподнятый НПП в местах стропления полотенец. Лежки должны быть расположены от сварного шва на расстоянии не менее 3 м.

Позиция IV. Отпуск НПП на лежки последним по ходу движения трубоукладчиком.

Позиция V. Переход освободившегося трубоукладчика вперед колонны, на расстояние Lт от первого по ходу движения трубоукладчика. Далее операции повторяются в указанной последовательности.

По этой схеме НПП поддерживается в приподнятом состоянии тремя трубоукладчиками, а последний, четвертый по ходу движения трубоукладчик, опускает НПП на лежки и перемещается только после того, как подъем НПП первым трубоукладчиком произведен и его подъемные лебедки поставлены на тормоз.

 

Схема подъема и укладки нефтепродуктопровода на лежки с переходом

одного трубоукладчика

 

 

 

Рис. 2.4.1

1-трубоукладчик; 2-нефтепродуктопровод; 3-лежка: lт - расстояние между трубоукладчиками;

ln - расстояние между лежками; lст - расстояние от места установки полотенца до поперечного сварного стыка; h1 - высота подъема под крайними трубоукладчиками; h2 - высота подъема под средними трубоукладчиками.

 

 

 

 

Схема подъема и укладки нефтепродуктопровода на лежки с переходом

одного трубоукладчика

 

Рис. 2.4.2

1-трубоукладчик; 2-нефтепродуктопровод; 3-лежка: lт - расстояние между трубоукладчиками;

ln - расстояние между лежками; lст - расстояние от места установки полотенца до поперечного сварного стыка; h1 - высота подъема под крайними трубоукладчиками; h2 - высота подъема под средними трубоукладчиками.

 

 

Подъем нефтепродуктопровода трубоукладчиками, оснащенными троллейными подвесками

 

2.4.18. Подъем НПП трубоукладчиками, оснащенными троллейными подвесками, применяется при ремонте по способам, описанным в п.п.2.2.2 и 2.2.3.

2.4.19. Длина участка НПП, уложенного на лежки, должна быть достаточной для монтажа всех ремонтных машин.

2.4.20. Движение троллейной подвески вдоль НПП осуществляется плавно, не допускается останавливать троллейную подвеску рядом со сварным швом на нефтепродуктопроводе.

2.4.21. Рекомендуется следующее размещение ремонтной техники: очистная машина находится между 1-м и 2-м трубоукладчиком, изоляционная - за последним трубоукладчиком.

 

2.5. Очистка наружной поверхности нефтепродуктопровода

 

2.5.1. При капитальном ремонте НПП очистку наружной поверхности следует выполнять ремонтными очистными машинами.

2.5.2. Очистка заключается в удалении с наружной поверхности НПП остатков земли, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии.

2.5.3. Очистка НПП в зоне наличия заплат, вантузов, хомутов и других препятствий выполняется вручную.

2.5.4. Ручную очистку допускается производить скребками или другим инструментом. Не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезания сварных швов.

2.5.5. Под битумно-мастичные, пластобитные, ленточные покрытия холодного нанесения, плотное консервационное покрытие, прочно связанное с трубой, не снимается, если не снижает адгезионных свойств наносимой изоляции, труба очищается лишь от поверхностных загрязнений и ржавчины. После очистки поверхности грунтовка наносится по консервационному покрытию.

2.5.6. Поверхность НПП, имеющая острые выступы, заусеницы, задиры, брызги металла и шлак, должна быть опилена и зачищена.

2.5.7. Степень очистки поверхности труб перед нанесенном покрытий должна соответствовать виду защитного покрытия и соответствовать требованиям, приведенным в табл. 2.5.1.

2.5.8. Характеристику очищенной стальной поверхности от окислов определяют визуальным осмотром с помощью передвижения пластины из прозрачного материала размером 25 х 25 см с взаимно-перпендикулярными линиями, образующими квадратики размером 2,5 х 2,5 мм. Инструментальным методом характеристику очистки поверхности можно определить приборами.

При выполнении работ по очистке нефтепродуктопровода перед нанесением изоляции необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным, плотно прилегал к поверхности НПП, имел допустимую степень износа.

2.5.9. Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности НПП.

 

2.6. Сварочные работы

 

2.6.1. Сварочные работы на НПП проводятся с целью усиления кольцевых швов, восстановления стенки труб, приварки накладных элементов (заплат, муфт), приварки штуцеров катодных выводов.

2.6.2. Сварочные работы выполняются в общем потоке ремонтных работ.

2.6.3. Сварочные работы производятся на НПП из малоуглеродистых и низколегированных сталей с углеродным эквивалентом не выше 0.46, кроме дисперсно-твердеющих и термоупрочненных сталей.

2.6.4. Внутреннее давление в НПП при проведении сварочных работ Рсв не должно превышать:

0,8 Рр при t < 10 лет,

0,7 Рр при t=10...20 лет,

0,6 Рр при t > 20 лет,

но не более 2,5 МПа (25 атм), где Рр - рабочее давление, t - срок эксплуатации НПП.

НПП на месте производства сварочных работ должен быть полностью заполнен перекачиваемым нефтепродуктом.

Запрещается проводить сварочные работы на НПП, работающих неполным сечением (частично заполненных перекачиваемым продуктом - бензин, дизельное топливо).

2.6.5. Сварочные работы должны быть прекращены по первому требованию представителей органов противопожарной службы, работников службы технической безопасности. В этих случаях сварочные работы можно продолжить с разрешения представителей указанных органов, после устранения выявленных ими нарушений противопожарных требований.

2.6.6. При всех видах сварочных работ обязательно проведение следующих мероприятий:

а) оформление разрешения на производство огневых работ;

б) назначение лиц, ответственных за подготовку нефтепродуктопровода к проведению сварочных работ;

 

Таблица 2.5.1

 

в) назначение лиц, ответственных за подготовку и проведение сварочных работ;

г) подготовка сварочных материалов, оборудования и инструментов;

д) проверка состояния воздушной среды на месте проведения сварочных работ, с помощью газоанализаторов;

е) подготовка поверхностей свариваемых деталей (снятие фаски, зачистка поверхности труб);

ж) внешний осмотр, классификация дефектов, измерение толщины стенки труб НПП в местах предлагаемой сварки;

з) контроль качества сварки.

2.6.7. При одновременном производстве земляных, очистных и изоляционно-укладочных работ до места производства сварочных работ необходимо оставить технологический разрыв. Принятый технологический разрыв должен исключить возможность передачи механических колебаний от места производства очистных и изоляционно-укладочных работ, поступление паров нефтепродуктов на место сварки. Величина технологического разрыва должна быть не менее 300 м. При невозможности обеспечения требуемой величины технологического разрыва производство указанных работ во время сварки запрещено.

2.6.8. Оборудование, приборы, инструменты и материалы, применяемые при сварочных работах, должны отвечать требованиям соответствующих стандартов.

2.6.9. В зависимости от вида, размеров и взаимного расположения повреждений выбирают один из следующих методов восстановления стенки труб:

а) зачистка поверхности, шлифовка:

б) заварка (наплавка) повреждений;

в) приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт);

2.6.10. Зачистка поверхности шлифованием применяется при наличии коррозионных повреждений глубиной, не превышающей 10% толщины стенки

2.6.11. При наличии более глубоких повреждений допускается непосредственная их заварка, если остаточная толщина трубы в месте повреждений не менее 5 мм независимо от внутреннего давления с учетом п.2.6.4.

При отсутствии повреждений на месте выполнения сварных швов допускается проводить сварочные работы на НПП с толщиной стенки не менее 3 мм.

2.6.12. В случае невыполнения ограничения П.2.6.11, а также при наличии сплошной коррозии восстановление работоспособности труб производится путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт).

2.6.13. Допускается ликвидация утечки продукта через повреждение при отсутствии фонтанирования путем приварки заплат или муфт. При этом место утечки должно быть герметизировано безогневым способом. Приваренные заплаты и муфты в этом случае являются временными средствами усиления несущей способности НПП. Срок эксплуатации участка НПП, имеющего временные средства усиления несущей способности, устанавливается комиссионным обследованием и фиксируется в акте обследования.

2.6.14. Заварка повреждений металла труб производится после зачистки повреждений до металлического блеска и замеров глубины повреждений.

2.6.15. Общие требования к электродам, правила приемки, методы испытания сварных соединений регламентированы ГОСТ 9466-75.

2.6.16. Заварку повреждений разрешается вести ниточными швами (без поперечных колебаний электрода). Швы накладываются по периметру повреждения навстречу друг другу. Центральная (наиболее глубокая) часть повреждения заваривается в последнюю очередь.

2.6.17. При заварке незначительных повреждений (3 / 8 мм по диаметру) электрод должен оставаться в одной точке не более 7 сек. (во избежание прожога стенки). Затем следует прервать заварку, выводя кратер на наплавленный металл. Последующий шов можно накладывать после остывания наставленного металла и удавления шлака.

2.6.18. Повреждения завариваются с усилением 1,5 / 2,0 мм с таким расчетом, чтобы края наплавленного металла заходили за края повреждения не более чем на 2 / 3 мм.

2.6.19. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглые. Минимальный диаметр заплаты - 100 мм.

2.6.20. Заплаты привариваются с применением технологических сегментов. Технологические сегменты должны устанавливаться на НПП и охватывать заплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами показана на рис. 2.61. Допускается приварка заплат размером менее 150 мм без использования технологических сегментов. Минимальное расстояние до сварных швов (поперечных и продольных) должно составлять 100 мм.

При приварке заплат на расстоянии менее 100 мм от ранее выполненных сварных швов данный способ усиления стенки труб является временным. Срок эксплуатации участка НПП. имеющего временные средства усиления, устанавливается комиссионным обследованием (см п.2.6.12).

2.6.21. Усилительные элементы типа муфт должны привариваться с технологическими кольцами. Минимальная длина муфты - 150 мм. Муфты длиной менее 300 мм могут привариваться без технологических колец. Минимальная длина технологических колец должна составлять 0,2Двн (Двн - внутренний диаметр).

2.6.22. В случае расположения повреждений на кольцевых швах и на расстоянии до 100 мм от швов допускается приварка муфты, охватывающей поперечный кольцевой шов.

Минимальное расстояние до поперечных сварных швов муфты от кольцевого шва нефтепродуктопровода должно быть 100 мм.

Минимальное расстояние между двумя соседними муфтами должно быть 100 мм.

2.6.23. Заплаты, муфты, технологические кольца должны быть изготовлены из труб, механические свойства, химический состав и толщина стенки которых такие же, как у ремонтируемого участка НПП.

2.6.24. Размеры заплат и муфт должны быть таковы, чтобы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее 50 мм по периметру.

2.6.25. Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты, колец и сегментов должен быть равномерным и лежать в интервале 2 / 3,5 мм.

2.6.26. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты, кольца или сегмента допускается приварка сборочных скоб.

2.6.27. Продольные кромки муфт, колец, сегментов должны быть обработаны под несимметричную V-образную разделку (см. рис. 2.6.1).

Рекомендуется делать выборку под металлическую прокладку толщиной 2 мм или стеклоткань. При выполнении сварного шва вдоль боковой образующей нефтепродуктопровода нижнюю кромку можно сделать без скоса.

2.6.28. Все кромки заплат и поперечные кромки муфт, привариваемые без технологических сегментов и колец, должны быть обработаны под углом α = 45°/90°без притупления. Наибольшая прочность достигается при α= 45° (рис. 2.6.2).

2.6.29. Поперечные кромки муфт с технологическими кольцами, а также одна из кромок технологических колец должны быть подготовлены под сварку под углом 45° / 50° без притупления (рис. 2.6.2).

2.6.30. Накладные элементы должны плотно прилегать к наружной поверхности трубы.

2.6.31. Непосредственно перед сваркой кромки накладных элементов, прилегающие к ним внутренние и наружные поверхности должны быть очищены на ширину не менее 10 мм. Участки поверхности трубы, прилегающие к кромкам заплат и муфт, шириной не менее четырех толщин стенки трубы должны быть очищены до металлического блеска.

2.6.32. Места повреждений металла труб должны быть очищены от ржавчины и покрыты материалом, предотвращающим дальнейшую коррозию.

2.6.33. Непосредственно перед сваркой по периметру накладных элементов ультразвуковым толщинометром должна быть определена толщина стенки трубы с точностью до +0,l мм.

2.6.34. Накладные элементы устанавливают на поверхность трубы, стягивают до получения необходимого зазора и удерживают с помощью сборочных скоб или центратором.

2.6.35. Технологические кольца следует собирать аналогично сборке муфт. Скошенная кромка кольца должна быть обращена к муфте. Зазор между муфтой и технологическим кольцом или заплатой и технологическими сегментами должен быть в пределах 4 - 6 мм.

2.6.36. Приварка продольных швов накладных элементов к стенке трубопровода не допускается.

2.6.37. На месте сборки продольных швов должна быть положена пластина толщиной 2 мм или стеклоткань шириной 100 / 150 мм.

2.6.38. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами показаны на рис. 2.6.2.

2.6.39. Накладные элементы без технологических сегментов, штуцера для вентилей привариваются угловыми швами, имеющими форму неравнобедренного треугольника с основанием не менее 1,5 толщины накладных элементов или стенки трубы.

Переход от шва к поверхности трубы должны быть плавным и образовать угол β > 150° (рис. 2.6.3).

2.6.40. Продольный и поперечные сварные швы муфт и технологических колец, а также круговой шов заплаты и технологических сегментов должны перекрывать основной металл в каждую сторону от шва 2-3,5 мм и иметь усиление высотой 1 - 2 мм с плавным переходом к основному металлу. Если усиление больше 2 мм, то оно должно сниматься до необходимого уровня шлифовкой.

2.6.41. С целью улучшения качества сварного шва начало и конец каждого слоя следует смещать по периметру накладных элементов.

 

 

Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами

 

 

Рис. 2.6.1

1 – заплата; 2 – технологические элементы; 3 – труба; 4 – подкладка.

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами

 

 

Рис. 2.6.2

 

2.6.42. При сварке угловых швов кратер следует выводить на металл накладного элемента с последующей его заваркой и зачисткой.

2.6.43. Перед каждым последующим зажиганием сварочной дуги, а также перед наложением последующих швов необходимо удалять шлак, брызги наплавленного металла.

2.6.44. Катодные выводы, которые были повреждены в процессе ремонта нефтепродуктопровода, должны быть приварены к стенке нефтепродуктопровода. Не рекомендуется приваривать катодные выводы к сварным швам.

2.6.45. Катодный вывод изготавливается из малоуглеродистой проволоки (марки Св - 08, Св - 08А по ГОСТ 2246-70) диаметром 4 / 12 мм.

2.6.46. Катодный вывод и место его приварки зачитают на длину менее 150 мм и приваривают по длине не менее 50 мм угловыми швами с двух сторон вывода. Катет шва должен равняться диаметру элемента

2.6.47. Допускается присоединение катодных выводов при помощи переходной пластины размером 50 х 16 мм, изготавливаемой из металла трубы.

2.6.48. Переходная пластина и место присоединения проволоки должны быть очищены до металлического блеска.

2.6.49. Сварка должна проводиться только в нижнем положении сварного шва. Зажигание сварочной дуги должно проводиться на переходной пластине или клинообразной выводной планке.

 

Контроль качества сварочных работ

 

2.6.50. Контроль качества сварочных работ при ремонте НПП следует производить систематическим операционным контролем процесса сварочных работ т.е.:

а) проверкой правильности выбора и исправности применяемого оборудования, инструмента, качества подготовки ремонтируемых объектов, соответствия режимов сварки требованиям настоящих правил;

б) визуальным осмотром и обмером геометрических параметров сварных швов;

в) проверкой сплошности наплавленного металла методом неразрушающего контроля (магнитографический, ультразвуковой).

 

Разделка кромок и сварка коротких муфт и заплат

 

Рис. 2.6.3

1 - заплата, муфта; 2 - труба

 

2.6.51. Визуальному осмотру подвергаются все сварные швы после их очистки от шлака, брызг металла, при этом наплавленный металл не должен иметь трещин, подрезов глубиной более 0,5 мм, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор. Наплавка металла шва должна обеспечивать плавное сопряжение его поверхности с поверхностью труб. Не допускаются наплавы и бугристость, грубая чешуйчатость, пористость шва.

Геометрические размеры шва должны отвечать требованиям настоящих правил.

2.6.52. Сварные швы при ремонте НПП подвергаются неразрушающему контролю в следующих объемах:

100% - на нефтепродуктопроводах категории В, І, II, III;

20% - на участках нефтепродуктопроводов IV категории, из них: 75% должно быть потолочного, 20% должно быть вертикального и 5% должно быть нижнего положения.

2.6.53. Допускаются поры, шлаковые включения, непровар в корне шва размером не более 10% толщины накладных элементов. Во всех случаях максимальный размер поры не должен превышать 2,5 мм. Не допускаются трещины любой глубины и протяженности.       

2.6.54. Контроль качества сварных швов должны выполнять специалисты по радиографической, магнитографической и ультразвуковой дефектоскопии. Контроль сварных швов должен быть выполнен в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

"Инструкция по магнитографическому контролю сварных соединений магистральных трубопроводов". ВСН 176-84.

"Инструкция по ультразвуковому контролю сварных соединений трубопроводов на строительстве объектов нефтяной и газовой промышленности". ВСН 2-47-81.

2.6.55. Недопустимые дефекты в сварных швах необходимо ремонтировать вышлифовкой или путем сверления и последующей заваркой этих участков. Повторный ремонт сварного шва не допускается. Сварщик отстраняется от работы до выяснения причины появления дефекта.

 

2.7. Противокоррозионная изоляция

 

2.7.1. Изоляционные работы следует осуществлять в соответствии с требованиями ВСН 008-88 "Противокорозионная и тепловая изоляция", ГОСТ 25812-83*, ГОСТ 12.004.91.

2.7.2. Для защиты НПН от коррозии применяются два типа защитных покрытий: нормальный и усиленный по ГОСТ 25812-83*.

2.7.3. Тип и конструкция изоляционного покрытия устанавливается рабочим проектом или ПНР.

2.7.4. Противокоррозионная защита наружной поверхности НПП осуществляется полимерными лентами отечественного и импортного производства и покрытиями на основе битумных изоляционных мастик по ГОСТ 25812-83*.

2.7.5. Технология производства противокоррозионных работ в трассовых условиях включает:

а) подготовку изоляционных материалов;

б) сушку или подогрев изолируемой поверхности;

в) очистку наружной поверхности;

г) нанесение грунтовки (при необходимости);

д) нанесение изоляционного покрытия;

е) контроль качества покрытия.

2.7.6. Конструкция полимерного изоляционного покрытия состоит из следующих элементов: грунтовки, полимерной липкой ленты и защитной обертки.

2.7.7. Для изоляции НПП могут быть использованы липкие полимерные ленты ПВХ-БК, ПВХ-Л, ПВХ-ПИЛ и т.д.

2.7.8. При использовании липких полимерных лент для получения качественного покрытия необходимо тщательно подготовить поверхность, которая должна быть очищена от грязи, наледи, старой изоляции, легко удаляющейся окалины и ржавчины.

2.7.9. Очищенная поверхность для нанесения липких лент должна быть обработана соответствующей грунтовкой.

Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машине следует установить вращающееся полотенце. Температура грунтовки при нанесении должна соответствовать требованиям нормативных документов.

2.7.10. Изоляционные ленты наносят на трубопровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке, поставляемой комплектно с полимерной лентой, при температуре окружающего воздуха в соответствии с нормативными документами. При температуре окружающего воздуха ниже +10°С рулоны перед нанесением необходимо выдержать не менее 48 часов в теплом помещении при температуре не ниже 15°С.

2.7.11. Изоляционные и оберточные ленты необходимо наносить без перекосов, морщин, отвисаний со следующей величиной нахлеста: для однослойного покрытия - 3 см., для двухслойного - на 50% ширины ленты плюс 3 см. Нанесение лент с гофрами недопустимо.

2.7.12. Для обеспечения плотного прилегания лент и оберток по всей защищаемой поверхности и создания герметичности в нахлесте необходимо постоянное натяжение материала с усилиями, приведенными в табл. 2.7.1. Усилие натяжения измеряют динамометром.

2.7.13. Перед началом работ очистные и изоляционные машины необходимо тщательно осмотреть, проверить укомплектованность рабочим инструментом, а затем опробовать на холостом ходу.

Изоляционные машины или комбайн должны быть заземлены, а также оборудованы устройством для снятия статического электричества с поверхности ленты.

 

Таблица 2.7 1

 

Изоляция нефтепродуктопроводов битумными покрытиями

 

2.7.14. Перед началом изоляционных работ на самоходных машинах проверяют правильность установки очистных, праймирующих и изолирующих устройств.

2.7.15. На изолирующей обечайке необходимо отрегулировать и фиксировать величину нужного зазора между трубой и обечайкой.

2.7.16. Грунтовку заливают в праймерный бак машины и производят очистку и грунтование НПП. Битумную мастику заливают в ванну машины и, включив битумные насосы на 3-5 мин., следят за циркуляцией мастики. На шпули машины надевают рулонные материалы, концы которых закрепляют на трубе.

2.7.17. Грунтовка, наносимая на очищенную поверхность нефтепродуктопровода, должна покрывать всю поверхность ровным слоем. Пропуски, подтеки, сгустки и вздутия грунтовки не допускаются.

2.7.18. Изоляционные покрытия на битумной основе наносят на очищенную поверхность НПП сразу же после высыхания грунтовки до "отлипа".

2.7.19. Машины на первой скорости движения передвигают на 2/3м вперед, затем останавливают и проверяют качество нанесенного покрытия. Обнаруженные недостатки в работе машины устраняют при полной ее остановке.

2.7.20. Перед началом работы шпули изоляционной машины должны быть отрегулированы и закреплены под углом, обеспечивающим равномерное натяжение полотнища и установленный размер нахлеста витков.

Заниженный угол наклона приводит к образованию просветов между витками оберточного материала.

2.7.21. Изоляционную мастику следует наносить по периметру и длине нефтепродуктопровода ровным слоем заданной толщины без пузырей и посторонних включений.

На качество изоляционного покрытия существенное влияние оказывает усилие натяжение полотнища материала при нанесении на НПП армирующих материалов по горячей мастике, натяжение должно быть тщательно отрегулировано тормозными устройствами шпуль изоляционной машины.

2.7.22. Ширина рулонного материала для изоляции должна составлять 0,5 - 0,7 диаметра нефтепродуктопровода, но не более 50 см. Важным фактором, влияющим на качество изоляционного покрытия, является соблюдение температурного режима мастики при нанесении на тело трубы.

2.7.23. Толщина наносимого битумного изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость в основном зависят от вязкости мастики, которую регулируют изменением температуры окружающего воздуха.

Температура мастики, необходимая для получения покрытия за один проход приведена в табл. 2.7.2.

2.7.24. Изоляционно-укладочные работы по нанесению битумных покрытий допускается производить при температуре окружающего воздуха не ниже -30°С.

 

Таблица 2.7.2

 

Приготовление грунтовки и нанесение ее на поверхность нефтепродуктопроводов

 

2.7.25. Для приготовления грунтовки необходимое количество расплавленного битума наливают в бак, где он охлаждается до температуры 70° - 80°С.

2.7.26. В специальные баки, расположенные на расстоянии не менее 50 м от котла, наливают необходимое количество бензина. Охлажденный битум вливают в бензин, непрерывно перемешивая до полного растворения. Грунтовка считается готовой, если после смешивания битума с бензином нет комков нерастворившегося битума. Приготовленная грунтовка должна быть процежена через сетку с ячейкой 0,15 -0,20 мм.

2.7.27. На очищенную поверхность НПП наносится грунтовка.

2.7.28. Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машине (комбайне) устанавливается вращающееся полотенце.

2.7.29. Температура грунтовок при нанесении должна быть в пределах от плюс 10°С до плюс 30°С, при температуре ниже плюс 10°С грунтовку следует выдержать не менее 48 часов в помещении с температурой не ниже плюс 15°С (но не выше плюс 45°С) или подогреть на водяной или масляной бане с температурой не выше плюс 50°С.

2.7.30. Слой грунтовки должен быть сплошным, ровным и не иметь сгустков, подтеков и пузырей.

 

Приготовление битумно-резиновой мастики

на месте производства работ

 

2.7.31. Наиболее целесообразно применение битумной мастики заводского изготовления с разогревом ее непосредственно на трассе или на стационарных базах.

2.7.32. Изготовление битумно-резиновых мастик допускается в полевых условиях в битумно-плавильных установках или передвижных котлах, оборудованных устройствами для механического перемешивания.

2.7.33. Мастика на месте производства работ готовится следующим образом: битум, поступающий с завода, очищается от упаковочной бумаги и дробится на куски массой 5-3 кг. Загрузка котла осуществляется не более чем на 75% его емкости.

2.7.34. Наполнитель загружается в полностью расплавленный битум. Наполнитель должен быть сухим, т.к. влажный наполнитель увеличивает время приготовления мастики и ухудшает ее качество.

2.7.35. Для получения пластифицированной мастики пластификатор вводят за 30 минут до окончания приготовления мастики, непрерывно перемешивая.

2.7.36. Битумно-резиновая мастика приготавливается непрерывным перемешиванием при температуре 170° - 190°С в течение 2-4 часов.

2.7.37. С целью сохранения качества изоляционной мастики не следует превышать температуру в котле выше 200°С т.к. при этой температуре происходит коксование битума. Признаком начавшегося коксования битума в котле служит появление на его поверхности зеленовато-желтого дыма. При появлении такого дыма необходимо немедленно уменьшить пламя в топке, понизить температуру нагрева и усилить перемешивание массы.

2.7.38. Температура битумной мастики должна замеряться при помощи термометра со шкалой до 250°С. При замерах температуры термометр не должен касаться стенок котла. Разогретая битумная мастика до нанесения на нефтепродуктопровод должна быть процежена через металлическую сетку с ячейками размером 2-3 мм.

 

Конструкция покрытия “Пластобит-40"

 

2.7.39. Антикоррозионной покрытие "Пластобит-40" состоит из следующих элементов: грунтовки, пластифицированной мастики, изоляционной ленты, защитной обертки.

Конструкция изоляционного покрытия "Пластобит-40"

 

Таблица 2.7.3

 

2.7.40. Комбинированное покрытие "Пластобит-40" применяется для изоляции НПП диаметром не более 720 мм при температуре транспортируемого продукта не выше 40°С. Конструкция покрытия "Пластобит-40" отвечает требованиям изоляции усиленною типа.

2.7.41. Лента изоляционная битумная (ЛИБ) предназначена для защиты коррозии наружной поверхности подземных стальных ППП, имеющих температуру транспортируемых продуктов от +4 до +40°С.

2.7.42. ЛИБ представляет собой рулонный материал, состоящий из полимерной ленты с нанесенными на одну сторону слоем битумной мастики, на другую - антиадгезива.

ЛИВ наматывают на поверхность НПП механизированным способом.

ЛИВ выпускается в рулонах с наружным диаметром 300 - 400 мм. Толщина ленты 1,2 + 0,2 мм, ширина 225 - 500 мм, удельное объемное электрическое сопротивление при температуре 20°С - не менее 1·10(6)Ом.м.

 

Контроль качества противокоррозионных

покрытий

 

2.7.43. При контроле качества изоляционных материалов следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812-83*, СНиП 3.01.01-85*, ВСН 008-88.

2.7.44. Отечественные и импортные материалы, применяемые для противокоррозионной защиты НПП, должны иметь технические паспорта, по которым контролируют соответствие изоляционных материалов требованиям НТД на них.

2.7.45. При выполнении изоляционных работ проводится контроль качества применяемых материалов, операционный контроль качества изоляционных работ и контроль качества готового покрытия.

2.7.46. При нанесении защитных покрытий в трассовых условиях следует непрерывно проводить визуальный контроль качества изоляционных работ: очистки изолируемой поверхности, нанесения грунтовки, нанесения изоляционного покрытия, а также следить за сохранностью покрытия при укладке НПП.

2.7.47. Следует, также проводить визуальный осмотр готового покрытия с целью контроля его состояния: пропуски, поры, вздутия, гофры, складки, обвисания не допускаются.

 

2.8. Меры безопасности, производственная

санитария и гигиена

 

2.8.1. При разработке проекта, подготовке и проведении ремонта НПП следует руководствоваться, наряду с настоящим Сводом правил, требованиями действующих нормативных, нормативно-технических документов и правил, в том числе:

"Правилами техники безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов";

"Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефтепродуктопроводов под давлением" РД 39-0147103-360-89; а также разделами техники безопасности инструкций по эксплуатации машин, механизмов и специальных технических средств, используемых при ремонте;

СНиП РК 1.03-05-2001 "Охрана труда и техника безопасности в строительстве";

СапПиН 1.01.001-94 "Санитарные нормы проектирования производственных объектов",

СанПиН 3.01.070-98 "Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнений";

СанПиН 1.01.002-94 "Санитарные правила организации технологических процессов и гигиеническое требования к производственному оборудованию";

СанПиН 3.03.015-97 "Санитарные правила по охране атмосферного воздуха", инструкциями по охране труда.

2.8.2. Общее руководство работой по охране труда и ответственность за состоянием техники безопасности и производственной санитарии возлагается на начальника и главного инженера управления НПП.

2.8.3. На производственных участках, РСУ руководство работой по охране труда и ответственность за состоянием техники безопасности и производственной санитарии возлагается на руководителей этих подразделений.

2.8.4. Ответственность за соблюдением требований безопасности при эксплуатации машин (инструмента, инвентаря, технологической оснастки, оборудования), а также средств коллективной, индивидуальной защиты работающего возлагается:

а) за техническое состояние машин и средств защиты - на организацию, на балансе которой они находятся:

б) за проведение обучения и инструктажа по безопасности труда - на организацию, в штате которой состоят работающие:

в) за соблюдение требований безопасности труда при производстве работ - на организацию, осуществляющую работы.

2.8.5. Капитальный ремонт НПП должен производиться под руководством ответственного работника, прошедшего проверку знаний правил производства работ квалифицированной комиссией и допущенного к руководству этими работами.

2.8.6. К выполнению ремонтных работ на НПП допускаются ИТР, специалисты и рабочие, прошедшие специальную подготовку, сдавшие экзамены и получившие удостоверения.

Непосредственными исполнителями огневых работ могут быть работники, достигшие 18 лет, обладающие необходимой квалификацией, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные безопасным методам и приемам выполняемой работы, имеющие навыки применения соответствующих средств индивидуальной защиты, прошедшие проверку знаний и получившие удостоверения.

До начала работ рабочие, занятые ремонтом нефтепродуктопровода, должны быть проинструктированы безопасным методам (в том числе мерам пожарной безопасности) и приемам работ, ответственными за их производство (Приложение 3).

2.8.7. По всем видам работ технологического процесса должны быть разработаны и утверждены инструкции по технике безопасности и пожарной безопасности.

2.8.8. В случае введения новых приемов работ по ремонту подземных НПП, применения новых материалов, новых видов ремонтно-строительных машин и механизмов, по которым безопасные приемы и методы работ не предусмотрены действующими нормативно-техническими документами по охране труда и технике безопасности, следует их разработать.

2.8.9. Контроль воздушной среды должен проводиться газоанализатором перед началом, в процессе и после окончания сварочных, огневых и изоляционных работ в траншеях. Результаты анализа воздушной среды оформляют актом.

2.8.10. Персонал, занятый ремонтом НПП, должен быть обучен правилам и приемам оказания первой доврачебной помощи.

Ремонтная колонна должна быть обеспечена аптечкой с медикаментами и перевязочными материалами.

2.8.11. При несчастном случае необходимо оказать первую доврачебную медицинскую помощь пострадавшему, вызвать скорую медицинскую помощь, сообщить об этом непосредственному начальнику и сохранить без изменения обстановку на рабочем месте до расследования, если она не создает угрозу для работающих и не приведет к аварии. Оповещение и расследование производить согласно Постановления Кабинета Министров РК №1414 от 15.12.94г. "Положение о расследовании и учете несчастных случаев и иных повреждений здоровья трудящихся на производстве".

2.8.12. На ремонтных участках должны быть организованы места для приема пищи, отдыха и сна (палатки, вагончики), отапливаемые в холодное время. В палатках, вагончиках должны быть умывальники, душ. Палатки и вагончики должны располагаться во временных городках на расстоянии от НПП, установленном п.2 табл.4 СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы".

2.8.13. Работники цехов и участков должны быть обеспечены согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецмолоком, мылом и другими средствами.

2.814. Защитные средства и предохранительные приспособления перед выдачей рабочим и ИТР подвергают осмотру и испытаниям в соответствии с установленными требованиями.

2.8.15. Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями категорически запрещается.

2.8.16. Все рабочие должны пройти предварительный и, в дальнейшем, периодический медицинский осмотр в соответствии с приказом №278 от 24.05.99г Комитета здравоохранения Министерства здравоохранения, образования и спорта. О порядке проведения обязательных предварительных и периодических медицинских осмотров работников, подвергающихся воздействию вредных, опасных и неблагоприятных производственных факторов и определение профессиональной пригодности".

2.8.17. На объектах магистральных НПП должны быть санитарно-бытовые помещения для обслуживающего персонала в соответствии с требованиями СНиП 2.09.04-87* "Административно-бытовые здания".

2.8.18. Прием пиши и спецмолока должен производиться в выделенном помещении, оборудованном для этой цели.

2.8.19. Администрация предприятия обязана обеспечить всех работников вблизи мест работы питьевой водой, отвечающей требованиям ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством".

 

Земляные работы

 

2.8.20. Во избежание повреждения трубопровода ковшом экскаватора, не приспособленным для полного вскрытия, необходимо разрабатывать грунт на расстоянии 0,15 – 0,20 м до верхней и боковых образующих трубы.

2.8.21. Если при вскрытии НПП или в процессе ремонтных работ появилась (обнаружена) течь нефтепродукта, необходимо прекратить вскрышные или ремонтные работы, заглушить двигатели экскаватора и работающих вблизи места выхода нефтепродукта механизмов, персоналу уйти из опасной зоны, доложить о случившимся руководителю работ, диспетчеру и вызвать аварийную бригад. Привести в готовность средства пожаротушения. Место разлива нефтепродукта должно быть ограждено сигнальными флажками и указателями: "С огнем не приближаться"; "Не курить!", "Опасно, нефтепродукт'", а в ночное время обозначено сигнальными фонарями.

2.8.22. Если в процессе работы в стенах траншеи появятся трещины, грозящие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть ее, оценить ситуацию и принять меры против обрушения грунта (укрепление стенок траншеи, срезания грунта для увеличения откосов и др.).

2.8.23. Для обеспечения возможности быстрого выхода работающих из траншеи следует устанавливать стремянки с уклоном 1:3 с планками через 0,15 - 0,25 м из расчета две лестницы на 5 человек работающих в траншее, но не менее двух. Расстояние между лестницами должно быть не более 100 м.

2.8.24. В местах перехода через траншею над продуктопроводом необходимо пользоваться только инвентарными мостиками, имеющими не менее одной промежуточной опоры.

2.8.25. Ремонт следует проводить в светлое время суток.

2.8.26. На время длительных остановок, в темное время суток и в конце смены ремонтируемый участок нефтепродуктопровода должен опираться на лежки. В качестве лежек могут быть использованы гидравлические крепы-опоры, а также металлические или деревянные брусья достаточной прочности.

2.8.27. К производству работ допускаются рабочие, одетые в спецодежду и спецобувь, имеющие средства индивидуальной защиты и предохранительные приспособления.

2.8.28. На месте производства работ ремонтная колонна (бригада) постоянно должна иметь вахтовый автотранспорт.

Транспортные средства, предназначенные для перевозки людей, должны быть исправными и подвергаться ежедневному техническому осмотру.

2.8.29. К управлению и техническому обслуживанию ремонтных машин допускаются только лица имеющие право на управление машиной данного типа.

Все машины должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями на их эксплуатацию.

2.8.30. Перед засыпкой НПП ответственное лицо за безопасное проведение работ должно убедиться в отсутствии людей в траншее.

2.8.31. Запрещается проезд бульдозера на участках ремонтируемого НПП, где оставшийся слой засыпки составляет менее 0,8 м до верхней образующей трубопровода.

 

Подъем и укладка нефтепродуктопровода

 

2.8.32. Поднимать НПП следует только после того, как ремонтируемый участок будет полностью вскрыт до нижней образующей трубопровода или ниже.

2.8.33. Перед подъемом все стыки и места заварки повреждений должны быть визуально осмотрены и проверены руководителем работ и представителем эксплуатационной службы. Стыки с предполагаемыми дефектами должны быть проверены физическими методами контроля (радиографическим, магнитографическим или ультразвуковым).

2.8.34. Перед подъемом НПП необходимо уложить вдоль трассы на бровке траншеи лежки, установить подъемные механизмы, произвести тщательный осмотр всех механизмов и приспособлений, применяемых в процессе подъема.

2.8.35. Кроме того, необходимо проверить состояние канатов, блоков и тормозных устройств, кранов-трубоукладчиков или других грузоподъемных механизмов и приспособлений, мягких полотенец, троллейных подвесок.

2.8.36. Число и грузоподъемность трубоукладчиков или других грузоподъемных механизмов, а также порядок подъема и расстановки должны строго соответствовать проекту производства работ. Запрещается поднимать НПП одним трубоукладчиком.

2.8.37. Перед подъемом необходимо проверить исправность приводов ближайших линейных задвижек, а также поставить дежурных с радио или телефонной связью с диспетчером перекачки и соседними перекачивающими станциями.

2.8.38. После проверки готовности к работе бригады, подъемных механизмов и приспособлений, связи и наличия дежурных у ближайших линейных задвижек руководитель работ с разрешения диспетчера может приступить к подъему НПП. Запрос и решение должно оформляться телефонограммой.

2.8.39. Подъем (опускание) НПП следует производить плавно без рывков.

2.8.40. В качестве лежек должны применяться деревянные бруски сечением 250х300 мм, железнодорожные шпалы или опоры-крепи типа КР. Число лежек и расстояние между ними определяются расчетом в зависимости от диаметра ремонтируемого НПП, высоты его подъема, температуры перекачиваемого нефтепродукта. Лежки должны быть расположены не менее 2 м от стыка.

2.8.41. Перемещать, удалять и укладывать лежки под НПП следует баграми за специальные скобы на лежках и только после полного торможения подъемного механизма.

 

Очистка и противокоррозионная изоляция

 

2.8.42. Перед началом очистки и изоляции необходимо.

а) проверить степень загазованности траншеи через каждые 100 м с помощью газоанализатора:

б) проверить отсутствие обрыва и целостность изоляции на силовом кабеле машины.

в) заземлить передвижную электростанцию,

г) проверить надежность контакта клеммы ''Земля" на машине с нулевой жилой силового кабеля;

д) проверить крепление и правильность установки предохранительных щитков рабочей части машин;

е) во избежание нарушения целостности нефтепродуктопровода и поломки машины тщательно осмотреть наружную поверхность трубы и сделать отметку хомутов, накладок, латок, вантузов и других препятствий на трубопроводе.

При обнаружении нарушений по указанным позициям необходимо принять меры по их устранению до начала работ по очистке и изоляции трубопровода.

2.8.43. Не допускается нахождение рабочих в траншее во время работ ремонтных машин.

2.8.44. При очистке НПП с сильно коррозионной поверхностью, чтобы избежать проникновения металлической пыли в дыхательные органы, следует пользоваться респираторами, в крайнем случае, марлевыми повязками. Для защиты глаз машинист должен иметь предохранительные очки с простыми стеклами.

2.8.45. Во время работы очистной и изоляционной машин следует:

а) выключить своевременно рабочий орган машины при проходе препятствий следить, чтобы силовой кабель не попал в рабочий орган машины;

б) производить смену рулонов с правой стороны по ходу машины;

2.8.46. При работе с грунтовками и растворителями запрещается:

а) применять этилированный бензин и бензол;

б) хранить и транспортировать в открытой таре (без герметичной закупорки):

в) бросать заполненные емкости при погрузке и выгрузке:

г) ввинчивать пробки и открывать крышки, ударяя по ним инструментом или предметами, высекающими искры;

д) перемешивать и переливать их ближе 50 м от открытого огня.

2.8.47. При нанесении грунтовки на наружную поверхность НПП производить другие работы на этом участке запрещается.

2.8.48. Запрещается курить и производить действия, ведущие к появлению искр в местах приготовления, хранения, нанесения грунтовки, а также при нанесении изоляции.

2.8.49. Передвижные котлы для варки битумной мастики необходимо устанавливать на расстоянии не менее 100 м от бровки траншеи. Вокруг котлов на расстоянии до 5 м не должно быть горючих веществ и материалов, а также посторонних предметов.

2.8.50. В месте приготовления битумной мастики должен постоянно находиться комплект противопожарных средств: три огнетушителя, ящик с сухим песком (объемом не менее 1 м^З), лопаты, технический войлок, брезент.

2.8.51. Битумоварочный котел должен быть загружен не более чем на 3/4 его емкости. Загружать котел надо постепенно.

2.8.52. При загорании в котле битумной мастики необходимо плотно закрыть котел крышкой и потушить топку (прекратить подачу топлива). Если не прекратится горение в котле при закрытии крышки, а также при горении пролитой мастики, необходимо приступить к тушению горящей мастики, пользуясь огнетушителем или песком. Запрещается тушить воспламенившуюся битумную мастику водой или снегом.

2.8.53. Перед нанесением полимерной пленки на НПП последний должен быть тщательно очищен.

2.8.54. При использовании полимерных пленок запрещается:

а) разводить открытый огонь в местах хранения пленки и грунтовки не ближе 5 м от изоляционной машины;

б) перевозить людей в кузовах транспортных средств вместе с изоляционными материалами:

2.8.55. Во время очистки и изоляции НПП в траншее необходимо:

а) при обнаружении утечки нефтепродукта из трубопровода немедленно отключить кабель, питающий очистную и изоляционную машины и остановить работы передвижной электростанции;

б) выключить рабочую часть машины при проходе препятствий (планки, хомуты, вантузы и др.);

в) следить, чтобы силовой электрокабель был достаточно удален от вращающихся деталей и узлов машин;

г) замену резцов и прочие наладочные, ремонтные и регулировочные работы на машине производить только после остановки очистной и изоляционной машин, укладки нефтепродуктопровода на лежки и отключения питающего кабеля, при этом необходимо вывесить плакат:

"Не включать - работают люди!".

 

Сварочные работы

 

2.8.56. На проведение сварочных работ при ремонте НПП необходимо оформлять письменное разрешение, которое согласовывается с противопожарной службой, осуществляющей надзор за ремонтируемым участком НПП. Форма разрешения и порядок его оформления приведены в Приложении 3.

2.8.57. Сварочные и другие огневые работы должны проводиться с соблюдением требований:

"Типовой инструкции о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожарных и пожарных объектах нефтяной промышленности";

ГОСТ 12.3.003-86 ССБТ - "Работы электросварочные. Требования безопасности";

"Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей";

"Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов";

"Правят по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации магистральных трубопроводов";

СанПиН №1.03.031-94 "Санитарные правила при сварке, на плавке и резке металлов".

2.8.58. Ответственный за подготовку НПП к проведению сварочных работ обязан разработать мероприятия по безопасному ведению сварочных работ:

а) организовать выполнение и проверку качества выполнения мероприятий по подготовке НПП к проведению сварочных работ;

б) обеспечить такой режим перекачки, чтобы внутренне давление нефтепродукта в трубопроводе на месте производства сварочных работ было не более 2,5 МПа и не менее 2×10^-3 МПа;

в) обеспечить своевременный анализ воздушной среды на месте производства работ ежедневно перед началом работы и после перерыва и разрешать работу только в том случае, если концентрация углеводородов (С₁ - С₁₀) в пересчете на углерод не превышает 300 мг/м³, а сероводорода в смеси с углеводородами (С₁- С₅) - не более 3 мг/м³;

г) обеспечить очистку участка работы от остатков нефтепродуктов, старого изоляционного покрытия и других сгораемых материалов;

д) определить совместно с ответственным за проведение сварочных работ опасную зону и обозначить ее границы предупредительными знаками и надписями;

е) обеспечить место проведения сварочных работ необходимыми средствами пожаротушения и защиты п.2.9.1 1;

ж) обеспечить установку регистрирующих манометров на ближайших отсекающих задвижках для непрерывной регистрации давления перекачиваемого продукта на ремонтируемом участке НПП;

з) согласовать Разрешение на проведение сварочных работ с противопожарной службой.

2.8.59. Ответственный за проведение сварочных работ назначается из числа ИТР колонны, знающих правила безопасного проведения огневых работ на взрыво-пожарных объектах. Он обязан:

а) организовать выполнение мероприятий, указанных в Разрешении;

б) провести инструктаж по технике безопасности и пожарной безопасности со всеми работниками, занятыми сварочными работами, проверить наличие у них квалификационных удостоверений и удостоверений о проверке знаний правил техники безопасности и пожарной безопасности;

в) проверить исправность и комплектность оборудования, инструмента и приспособлений для выполнения сварочных работ;

г) обеспечить лиц, занятых сварочными работами, индивидуальными средствами защиты (противогазами, защитными очками, спасательными поясами, веревками), не допускать применения одежды и рукавиц со следами масел, бензина, керосина и других горючих жидкостей;

д) иметь план ликвидации возможных аварий и загораний на данном участке;

е) руководить сварочными работами и контролировать их выполнение;

ж) запросить лично у диспетчера или оператора значение давления перекачиваемого продукта на ремонтируемом участке и убедиться, что оно не превышает 2,5 МПа;

з) записать в журнале телефонограмм извещения диспетчера и оператора об установлении соответствующего режима перекачки, а также свои извещения о начале и окончания сварочных работ;

и) обеспечить анализ воздушной среды в траншее и опасной зоне перед началом работ, в процессе производства работ согласно требованиям настоящих Правил;

к) определить места страхующих (не менее двух) на бровке траншеи и обеспечить непрерывную страховку двумя (по числу страхующих) спасательными веревками, привязанными раздельно к его предохранительному поясу с крестообразными лямками;

л) следить за давлением в НПП и, в случае его повышения выше установленной величины, немедленно принять меры к прекращению сварки;

м) следить за тем, чтобы во время сварки не находились люди, не связанные со сварочными работами;

н) сообщить лично диспетчеру и оператору линейно-производственной и диспетчерской станции об окончании сварочных работ;

о) проверить по окончании сварочных работ место работы на отсутствие очага возможного пожара;

 п) заполнить журнал сварочных работ при ремонте НПП;

р) в случае прожога стенки трубы немедленно прекратить все работы, сообщить оператору и диспетчеру и, до приезда аварийно-восстановительной бригады, приступить к ликвидации повреждения и тушению загорания в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и загораний.

2.8.60. Электросварщик, допущенный к сварочным работам, обязан:

а) иметь при себе квалификационное удостоверение и удостоверение о проверке знаний;

б) ознакомиться с объемом предстоящих работ;

в) получить инструктаж и расписаться в разрешении;

г) надеть поверх спецодежды предохранительный пояс с крестообразными лямками и привязать к нему спасательные веревки, свободные концы которых должны быть у страхующих;

д) приступить к сварке только после разрешения ответственного за проведение сварочных работ;

е) выполнять только ту работу, которая указана в Разрешении;

ж) выполнять требования техники безопасности и пожарной безопасности, а также требования настоящих Правил;

з) уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты;

и) работать в костюме из трудновоспламеняющейся ткани, использовать в необходимых случаях диэлектрические коврики, наколенники, налокотники и наплечники при выполнении сварки в потолочном положении;

к) прекратить сварку при возникновении опасной ситуации (прожога стенки трубы) и немедленно самостоятельно или при помощи страхующих покинуть опасную зону;

л) после окончания работы проверить место работы и устранить причины, могущие привести к возникновению пожара и взрыва;

м) расписаться в журнале сварочных работ о их проведении при ремонте НПП.

2.8.61. Сварочные работы при ремонте НПП должны проводиться только в светлое время суток.

При освещенности менее 150 лк на поверхности трубы в месте сварки возможно применение перекосных взрывозащищенных светильников, рассчитанных, на взрывоопасность смеси категории 2 гр 13 с уровнем защиты не менее взрывобезопасного, напряжением не более 12В.

Запрещается:

а) производить сварочные работы во время грозы;

б) приступать к работе при неисправной аппаратуре;

в) производить сварочные работы на трубопроводах, не очищенных от изоляционного покрытия

г) оставлять в электродержателе электрод во время перерыва и по окончания электросварочных работ, а также пользоваться электродами при отсутствии на них сертификата или паспорта, с отсыревшим покрытием, при наличии в покрытии повреждений в виде трещин, пор, отколов, вздутий.

2.8.62. На время сварочных работ механизмы, предназначенные для выполнения ремонтных работ, отводятся на расстояние не менее 30 м, останавливаются, отключаются.

 

2.9. Пожарная безопасность

 

2.9.1. Организационно-технические мероприятия. При проведении ремонта подземных НПП наряду с настоящими Правилами должны выполняться требованиями действующих нормативных и нормативно-технических документов, правил.

2.9.2. Ответственность за пожарную безопасность при проведении ремонтных работ возлагается на начальника ремонтно-строительного управления (РСУ) с момента принятия НПП на капитальный ремонт.

2.9.3. В проекте ремонта НПП должны быть отражены противопожарные мероприятия, подлежащие выполнению при размещении и планировке временных жилых городков, стоянок техники, складской зоны, площадки приготовления мастик и грунтовок, ремонтных участков трубопровода.

2.9.4. В проектах организации строительных работ и производстве ремонтных работ следует предусматривать мероприятия, исключающие возможность разлива нефтепродукта при аварии в сторону жилых и общественных зданий, промышленных и сельхозпредприятий, расположенных по рельефу местности ниже НПП, а также временных жилых городков.

2.9.5. Начальник ремонтно-строительного управления обязан:

а) организовать в подведомственных подразделениях изучение и выполнение настоящих Правил и вышеуказанных документов;

б) организовать проведение противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму;

в) установить на ремонтных участках противопожарный режим в соответствии с требованиями Правил (определить место для курения, установить места размещения и допустимое количество горючих материалов, порядок проведения огневых работ и т.п.) и контроль за их неукоснительным исполнением;

г) лично проводить оперативный контроль за состоянием пожарной безопасности в местах проведения ремонтных работ на НПП, проверять наличие и исправность технических средств предупреждения и тушения пожаров;

д) выделять необходимые деньги для приобретения средств пожаротушения и выполнения противопожарных мероприятий.

2.9.6. Ответственность за пожарную безопасность на ремонтных участках возлагается на начальника ремонтно-строительной колонны (РСК), который наряду с выполнением общих требований пожарной безопасности обязан:

а) обеспечить обучение рабочих специфическим требованиям пожарной безопасности на их рабочих местах;

б) обеспечить исправность и готовность к действию, замену использованных и пришедших в негодность первичных средств пожаротушения, пожарной техники и других средств пожаротушения, находящихся в колонне;

в) обеспечить наличие, исправность и проверку средств связи;

г) обеспечить исправное состояние дорог, проездов и путей следования пожарной техники на участок;

д) обеспечить немедленный вызов пожарных подразделений в случае пожара или опасности его возникновения при аварии; одновременно приступить к ликвидации пожара или аварии имеющимися в наличии силами и средствами.

2.9.7. Ответственность за соблюдение установленных противопожарных мероприятий на каждом рабочем месте возлагается на линейных руководителей и непосредственных исполнителей работ.

2.9.8. При введении в эксплуатацию нового оборудования, оказывающего влияние на пожарную безопасность технологии ремонтных работ, с рабочими, занятыми на этих работах, проводится дополнительный инструктаж.

2.9.9. Расстояния от временных жилых городков до складской зоны (хранение битума, ГСМ, изоляционных материалов) необходимо принимать не менее 40м, до места приготовления мастик и грунтовок - на менее 50 м, до места стоянки техники (трубоукладчиков, тракторов и т.п.) - не менее 10 м.

2.9.10. На каждом ремонтном участке должна быть инструкция "О мерах пожарной безопасности", планы ликвидации аварий и тушения пожара, разработанные с учетом конкретных условий проведения ремонтных операций.

2.9.11. РСК на каждом месте производства работ должна иметь следующие средства пожаротушения:

а) пожарную автоцистерну или цистерну с мотопомпой. Цистерны должны иметь объем не менее 2000 л, быть заполненными 6% раствором пенообразователя, укомплектованы пожарными рукавами, стволами и пеногенераторами;

б) кошмы войлочные или асбестовое полотно размером 2 х 1,5 м - 10 шт;

в) огнетушители порошковые ОП-10 или пенные емкостью по 10 л или углекислотные ОУ-8 - 10 шт;

г) лопаты, топоры, ломы - по 5 шт, ведра - 10 шт;

Перечисленные средства пожаротушения должны быть окрашены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76.

2.9.12. Двигатели внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть оборудованы искроуловителями, исключающими возможность выброса искр с выхлопными газами.

2.9.13. Перед началом сварочных работ на действующем НПП необходимо поставить в известность местные органы Госпожнадзора о сроках их проведения.

2.9.14. До проведения сварочных работ следует сделать обваловку труб путем поперечной засыпки траншеи землей, мятой глиной и т.п. с обеих сторон места сварочных работ. Площадь траншеи между перемычками не должна превышать 75 м². Место сварочных работ между перемычками должно быть очищено от горючих материалов.

2.9.15. Если концентрация горючих паров в траншее превышает ПДВК (5,0% от НК ПРП), то должны быть прекращены все виды работ, люди оповещены о возникновении опасной ситуации (при необходимости отведены в безопасные места), средства пожаротушения приведены в готовность, выявлена и устранена причина загазованности. Огневые и изоляционные работы могут быть возобновлены только при снижении концентрации горючих паров ниже ПДВК.

2.9.16. Контроль за соблюдением противопожарных требований на ремонтных участках производится командой противопожарной службы, которая особое внимание должна обращать на:

а) обеспеченность ремонтного участка средствами пожаротушения и их исправность;

б) состояние дорог, проездов и подъездов для пожарной техники;

в) наличие на рабочих местах инструкций по мерам пожарной безопасности.

2.9.17. Результаты проверки командой противопожарной службы противопожарного состояния ремонтных участков оформляются актами, в которых указывают мероприятия, необходимые для устранения выявленных недочетов, сроки выполнения и ответственных лиц. Сроки и ответственные за выполнение мероприятий согласуются с начальниками участков.

2.9.18. В случае разгерметизации магистрального НПП и выхода продукта при проведении сварочных работ необходимо ликвидировать горение (с помощью кошмы, огнетушителя, пеногенератора), прекратить выход нефтепродукта из трубопровода, очистить место сварки от горючих веществ и произвести замер концентрации паров с помощью газоанализаторов.

Лицо, ликвидирующее горение кошмой или огнетушителем, находящееся в траншее, должно при необходимости работать под прикрытием водяных струй.

Возобновление сварочных работ разрешается только при концентрации паров в траншее не более ПДВК.

2.9.19. В случае возникновения пожара при более сложных аварийных ситуациях необходимо:

а) принять меры к быстрому перекрытию задвижек на магистральном НГП и сообщить в противопожарную службу;

б) доложить о случившемся диспетчеру;

в) принять меры к предотвращению растекания горящего нефтепродукта;

 г) осуществлять тушение.

 2.9.20. После ликвидации пожара траншею (место сварки) надо очистить от горючих веществ и произвести замер концентрации паров.

 

2.10. Охрана окружающей среды

 

2.10.1. При ремонте магистральных нефтепродуктопроводов следует руководствоваться Законом Республики Казахстан от 15 июля 1997 года № 160-1 "Об охране окружающей среды", а также следует соблюдать наряду с настоящим Сводом правил действующие стандарты, нормы и правила в области охраны окружающей среды и требования, действующих нормативных и нормативно-технических документов, правил, в том числе:

СанПиН 1.01.001-94 "Санитарные нормы проектирования производственных объектов;

СанПиН 3.01.070-98 "Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнений";

СанПиН 3.03.015-97 "Санитарные правила по охране атмосферного воздуха"; ВНТП-1-94 "Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов";

СНиП 2.05-06-85* "Магистральные трубопроводы";

"Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов".

2.10.2. При ремонте магистральных НПП следует рационально использовать природные ресурсы и предусматривать следующие основные мероприятия:

а) защиту почвы от загрязнения нефтепродуктами - должна осуществляться путем герметизации оборудования, трубопроводов, арматуры и КИП. Загрязнение почвы нефтепродуктами ликвидируют в соответствии с заранее разработанными специальными мероприятиями;

б) при прохождении трассы нефтепродуктопровода по землям сельскохозяйственного назначения должна предусматриваться техническая рекультивация земель и использование плодородного слоя почвы.

Защита грунтов от ветровой, водной эрозии должна осуществляться путем закрепления грунтов биологическими методами - посадками трав, кустарника или другими способами;

в) предоставленные во временное пользование сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены в состояние, пригодное для использования по назначению в соответствии с Положением о порядке передачи рекультивированных земель землепользователям предприятиями, организациями и учреждениями, проводящими ремонтные работы, связанные с нарушением почвенного покрова;

г) сезонная организация работ, преимущественно зимняя, когда почворастительный верхний слой почвы наиболее устойчив к механическим воздействиям.

д) при опорожнении и очистке нефтепродуктопровода с помощью очистных устройств необходимо предусматривать сооружения и устройства для складирования отходов нефтепродукта с соблюдением мер по защите окружающей сред;

е) организацию сбора загрязнений в местах приема очистных устройств в специальные емкости с последующей вывозкой в места, согласованные с органами экологического и санитарного надзора;

ж) устройство на уклонах трассы противоэрозионных сооружений (перемычек, валов) и принудительную организацию стоков поверхностных вод.

з) своевременно ликвидировать последствия загрязнения окружающей среды.

2.10.3. Проект производства работ капитального ремонта НПП должен быть согласован с Государственной экологической экспертизой.

ЧАСТЬ II

 

3. Правила ремонта магистральных нефтепродуктопроводов с остановкой перекачки

 

Все положения 1 части данного Свода правил выполняются и распространяются на ремонт НПП с остановкой перекачки.

 

3.1. Капитальный ремонт с заменой труб на ремонтируемом участке

 

3.1.1. Капитальный ремонт с заменой труб на ремонтируемом участке применяют для трубопроводов при неудовлетворительном состоянии сварных стыков и значительном поражении труб коррозией. Состояние НПП определяется согласно РД 39-0147103-372-86 "Инструкция по обследованию коррозионного состояния нефтепроводов" и раздела 2.1 настоящего Свода правил.

3.1.2. Возможны два варианта производства капитального ремонта:

а) на участке, подлежащем ремонту, трубы сваривают в плеть необходимой длины и изолируют, на расстоянии 3-4 м от основного трубопровода роют траншею, опускают в нее подготовленную плеть и подвергают ее гидравлической опрессовке в соответствии с ВСН 011-88 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание", одновременно освобождают от нефтепродукта участок трубопровода, подлежащий замене, затем врезают новый участок в основную магистраль и отключают ремонтируемый участок; заключительная операция - вскрытие ремонтируемого участка, освобождение от воды, закаченной для вытеснения нефти, подъем и разрезка на секции для транспортировки на ремонтные базы, где эти секции очищают от старой изоляции и восстанавливают путем заварки коррозионных каверн.

б) подготавливают плеть из новых труб для участка, подлежащего замене; вскрывают ремонтируемый трубопровод, вытесняют перекачиваемый продукт на этом участке и после отсечки концов его от основной магистрали, освобождения от воды поднимают, на его место опускают подготовленную плеть и врезают ее в магистраль.

3.1.3. Весь комплекс работ по прокладке новой нитки следует вести в соответствии с действующими нормативными документами по строительству трубопроводов. Работа выполняется по технологическим условиям на сооружение магистральных трубопроводов СНиП ІІІ-42-80*.

3.1.4. Расстояние между нитками (старой и вновь прокладываемой) принимается в зависимости от конкретных условий трассы и технического состояния действующего трубопровода, а также в соответствии с СН 452-73 "Нормами отвода земель для магистральных трубопроводов".

3.1.5. Если трубопровод проложен в две нитки, то ремонт производят в три этапа.

На І этапе по всей длине ремонтируемого участка параллельно действующим двум ниткам трубопровода прокладывают новую нитку того же диаметра (лупинг). После прокладки лупинга одну из действующих ниток отключают и в трубопровод врезают вновь смонтированную нитку.

На II этапе вторую нитку этого же ремонтируемого участка отключают (в работе первая нитка и трубопровод-лупинг) и вырезают от магистрали, вскрывают, поднимают из траншеи, очищают от старой изоляции и укладывают на берму траншеи, обследуют металл, при этом бракованные участки трубы вырезают и заменяют новыми, ремонтируют старые, окончательно очищают от ржавчины, покрывают новой изоляцией и укладывают на дно траншеи. После засыпки полость трубы продувают, трубопровод испытывают и вводят в эксплуатацию.

После включения отремонтированного участка второй нитки в работу, приступают к III этапу. Участок магистрального трубопровода, подлежащий демонтажу, выключают из работы путем перекрытия кранов (задвижек) в начале и конце участка. Продукт из участка трубопровода полностью удаляют и отсоединяют от действующего трубопровода. В местах разреза на концы трубопровода, оставшегося в земле, приваривают сферические заглушки, рассчитанные на максимальное рабочее давление на данном участке. Подготовительные и земляные работы, подъем и очистку трубы от старой изоляции, отбраковку ее производят в той же последовательности, что и на II этапе.

 

3.2. Внеплановый ремонт

 

3.2.1. Внеплановый ремонт заключается в ликвидации аварий и повреждений, вызванных нарушением герметичности НПП и повреждением линейной арматуры.

3.2.2. Внеплановый ремонт характеризуется повышенными требованиями к соблюдению мер по технике безопасности и противопожарной безопасности, связан с остановкой перекачки, на все время ликвидации повреждения.

3.2.3. При эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов наблюдаются разрывы монтажных (кольцевых) сварных стыков, разрывы продольных или спиральных (заводских) стыков, разрывы трубопровода по целому металлу, сквозные проржавления (свищи) и повреждения линейной арматуры.

3.2.4. Для ликвидации аварий на НПП организуют ремонтно-восстановительные бригады.

3.2.5. При обнаружении выхода нефтепродукта на поверхность линейный обходчик немедленно сообщает об этом руководству и диспетчеру.

3.2.6. Получив от них указание, он принимает меры к предотвращению пожара и несчастных случаев, ограждая район выхода продукта и устанавливает знаки "Не курить", "Огнеопасно" и др.

3.2.7. При большом выходе нефтепродукта перекачку останавливают немедленно и, в зависимости от характера аварии, принимают меры к предотвращению выхода нефтепродукта.

3.2.8. Если авария связана с разрывом швов или стенки трубы, закрывают линейные задвижки.

3.2.9. Для производства сварочных работ откапывают аварийный участок НПП и останавливают выход нефтепродукта.

3.2.10. Устранив выход нефтепродукта из НПП; приступают к ликвидации повреждения.

3.2.11. До начала огневых (сварочных) работ нужно произвести анализ воздуха в котловане для определения содержания в нем паров нефтепродукта.

3.2.12. Если воздух не взрывоопасен, накладывают на свищ металлическую накладку и, прижимая ее при помощи специальной струбцины, приваривают,

3.2.13. При устранении сквозных отверстий до 12 мм (несанкционированные врезки) на трубопроводах применяют стальные пробки (чопики).

Применение этого метода изложено в инструкции, разработанной ЗАО "ТрансПетролеум" "Технология устранения сквозных отверстий при несанкционированных врезках".

3.2.14. Когда не удается при помощи пробки остановить течь полностью, между трубопроводом и накладкой помещают прокладку из бензостойкой резины или свинца. Накладку вальцуют по наружному диаметру трубопровода.

3.2.15. Чтобы остановить течь продукта из НПП, применяют коническую муфту или хомут, имеющие специальный отводной патрубок для постоянного удаления поступающего продукта. Муфту изготовляют из труб диаметром на 50 мм больше диаметра трубопровода.

3.2.16. При полном разрыве сварных стыков, а также при разрывах продольных стыков труб поврежденные участки удаляют и вваривают на это место патрубки из трубы такого же диаметра.

3.2.17. Длина патрубка зависит от размеров поврежденного участка, но она должна быть не менее трех диаметров трубы.

3.2.18. Перед удалением дефектного участка в трубопроводе вырезают отверстие по обе стороны повреждения для изоляции полости трубопровода, заполненного взрывоопасными горючими газами.

3.2.19. Такую изоляцию выполняют в виде глиняных пробок. Длина пробок зависит от диаметра трубопровода, характера местности, качества глины, но должна быть не менее 1,5 м.

3.2.20. Перед набивкой глину тщательно перемешивают до густого тестообразного состояния. В зимних условиях ее оттаивают и перемешивают с добавлением солидола и дизельного масла во избежание замерзания.

3.2.21. После набивки глиняных пробок вырезают поврежденный участок трубопровода со снятием фасок для улучшения качества швов.

3.2.22. На место вырезанного участка тщательно пороняют патрубок, который сначала прихватывают, затем приваривают окончательно.

3.2.23. По окончании сварки стыков патрубка производят изоляцию отремонтированного участка и опрессовку стыков под статистическом давлением нефтепродукта, после этого возобновляют перекачку.

 

Приложение 1

Обязательное

 

Термины и понятия, примененные в СП РК В.3.1-23-99

 

1. Нефтепродуктопроводы (НПП) - трубопроводы, по которым перекачиваются нефтепродукты от места переработки до мест потребления.

Магистральные НПП, как правило, состоят из линейной части с линейными сооружениями, включающими ответвления и отводы, головной перекачивающей станции (ГПС), промежуточных перекачивающих станций (ППС), линейно-производственных диспетчерских станций (ЛДПС), аварийно-восстановительных пунктов (АВП) и конечного пункта (КП).

2. Головная перекачивающая станция (ГПС) - сооружение, на котором происходит сбор и накопление нефтепродуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по МНПП и подводящим трубопроводам, по которым перекачиваются нефтепродукты с завода в резервуары головной станции.

3. Линейная часть - состоящая из трубопровода с ответвлениями, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, установок электрохимической защиты, линии технологической связи, сооружений линейной службы эксплуатации, постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним, вдольтрассовых линий электропередач и других объектов.

Назначение линейных сооружений - обеспечение заданных режимов перекачки нефтепродуктов.

4. Промежуточные перекачивающие станции (ППС) - принимают и направляют нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам.

5. Конечный пункт НПП - это крупная нефтебаза, снабжающая нефтепродуктами район или область.

6. Планово-предупредительный ремонт (ППР) - это комплекс организационных и технических мероприятий для поддержания НПП в исправном состоянии.

7. Текущий ремонт представляет собой комплекс работ по систематическому и своевременному предохранению отдельных конструкций от преждевременного износа путем проведения профилактических мероприятий.

8. Средним называют ремонт, при котором производятся плановые работы по восстановлению линейной арматуры и оборудования, ремонту линии связи и средств ЭХЗ. Средний ремонт характеризуется вскрытием небольших участков трубопровода.

9. Капитальный ремонт производится в плановом порядке на основании сведений об авариях и повреждениях и обследования технического состояния участков трубопровода, намечаемых для ремонта. Характеризуется большим объемом работ и вскрытием участков трубопровода значительной протяженности.

10. Внеплановый (аварийный) ремонт представляет собой работы, связанные с ликвидацией аварий, возникающих вследствие действия подземной коррозии (каверны, свищи) и из-за разрывов сварных стыков и трубопровода, приводящие к полной или частичной его остановке; неисправности оборудования и др.

Приложение 2

Рекомендуемое

 

ФОРМЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

 

Исполнительная документация

(составляется исполнителем работ)

 

При сдаче выполненных работ приемочной комиссии представляются следующие документы, разработанные с учетом ВСН 012-88 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов", Часть II:

а) исполнительный приемо-сдаточный акт на произведенный капитальный ремонт участка трубопровода (форма 1);

б) выкопировка из профиля с обозначением состояния трубопровода до ремонта и характера произведенного ремонта. В выкопировке следует указать особые условия (местности, грунтов и др.), влияющие на состояние трубопровода;

в) заводские сертификаты на применяемые материалы, а в случае их отсутствия - результаты контрольных испытаний.

Кроме того, к исполнительному приемо-сдаточному акту прилагаются журналы учета видов работ:

а) земляных работ (форма 2);

б) очистных, грунтовочных и изоляционных работ (форма 3); в) сварочных работ (форма 4).

 

Текущая документация

(составляется исполнителем работ)

 

Основным техническим документом при ведении ремонтных работ является графический журнал работ, который заполняется ежедневно начальником или механиком ремонтно-строительного участка.

В графическом журнале работ должна быть указана ситуация местности, характеристика грунтов и глубина заложения трубопровода. Коррозионность грунтов и зона коррозии заносятся в журнал на основании данных обследований трубопровода службой электрохимзащиты.

Выполненные работы в журнале отмечаются датой их исполнения. Пример заполнения графического журнала работ представлен на рис. п.2.1.

 

 

 

 

Форма I

Ремонтно-строительная организация

_______________________________

 собственник НПП

 

 

 

 ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЙ АКТ___________

 

на произведенный капитальный ремонт участка трубопровода_________________________________________ _____________________________________________диаметром_________________________________________

"______"________________20___г.

Мы, нижеподписавшиеся __________________________________________________________________________

________________________________________________________________________________________________

составили настоящий акт в том, что в период времени

с "____"_______________20__ г по "____"_______________20__ г. произведен ремонт _______________________ ________________________________________________________________________________________________

на участке от км _______________ ПК № ____________ до км __________________________________________

ПК № _______________________, общей протяженностью ______________________________________________

При производстве работ выполнено:

1. Земляные работы: _______________________________________ ;

а) вскрытие траншей ______________________________________ м;

в том числе: механизированным способом ____________________ м;

 ручным способом ______________________ м;

б) присыпано труб ________________________________________ м;

в том числе трамбовкой____________________________________ м;

в) засыпано траншей______________________________________ м;

в том числе: механизированным способом ____________________ м;

 ручным способом _____________________________ м;

2. Такелажные работы:

а) поднято трубопровода ___________________________________ м;

б) уложено трубопровода ___________________________________ м.

3. Сварочные работы:

а) заменено труб __________________________________________ м;

б) приварено заплат размером _____________________________ шт;

в) приварено хомутов _____________________________________ шт;

г) заварено каверн ________________________________________ шт.

4. Работы по сварке выполнены сварщиками _________________________________________________________

_______________________________________________________________________________________________

(указывается фамилия, имя, отчество, номер и дата выдачи

________________________________________________________________________________________________

удостоверения Госгортехнадзора)

 

электродами марки _______________________________________________________________________________

5. Изоляционные работы:

а) очищено от старой изоляции труб _________________________ м;

в том числе: механизированным способом ___________________ м;

ручным способом ______________________________ м;

б) нанесена грунтовка на трубы _____________________________ м;

в) нанесена изоляция ______________________________________ м;

в том числе: нормального тира _____________________________ м;

усиленного типа _________________________________________ м;

г) проверено качество изоляции ____________________________ м;

д) оберточные и армирующие материалы ____________________________________________________________ ___________________________________ ГОСТ ______________________________;

6. Выполнены прочие работы _____________________________________________________________________;

 

7. Стоимость произведенных работ:

сметная ____________________________________________________________________________;

фактическая __________________________________________________________________________

Настоящим актом участок отремонтированного трубопровода принимается в эксплуатацию.

 

Начальник управления эксплуатации ___________________________________________________

 

Начальник ремонтно-строительной организации __________________________________________

 

Производитель работ _________________________________________________________________                        

 

Форма 2

Ремонтно-строительная организация

_______________________________

 собственник НПП

 

 

ЖУРНАЛ

земляных работ при ремонте трубопровода _________________диаметром_______мм

 

 

 

 

Форма 3

Ремонтно-строительная организация

_______________________________

 собственник НПП

 

 

ЖУРНАЛ

очистных, грунтовочных и изоляционных работ при ремонте трубопровода ___________________________ диаметром_______км

 

 

Форма 4

 

Ремонтно-строительная организация

_______________________________

 собственник НПП

 

ЖУРНАЛ

сварочных работ при ремонте трубопровода ______________________ диаметром___________км

 

 

 

Графический журнал работ

 

 

 

Рис. П.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТЧЕТНОСТЬ ПО ТРУДУ

(составляется исполнителем работ)

 

 

 

Для отчетности по труду следует вести оперативный журнал (форма 5).

Оперативный журнал работ составляется нарастающим итогом с начала месяца. За каждый месяц выводится итого выполненных работ, отработанных машино-часов и человеко-дней.

Форма 5

Ремонтно-строительная организация

________________________________

 собственник НПП

 

ОПЕРАТИВНЫЙ ЖУРНАЛ РАБОТ
за _________________м-ц 20___г

 

Продолжение формы 5

 

 

 

Начальник ремонтно-

строительной организации

"____"________________20__г.

 

Приложение 3

Рекомендуемое

 

Первая страница

 

 

СОГЛАСОВАНО                                                        УТВЕРЖДАЮ

 

Начальник пожарной охраны                       Собственник НПП

перекачивающей станции

________________ф.и.о                                               _________________ф.и.о

 (подпись)                                                        (подпись)

 

 

РАЗРЕШЕНИЕ №________

на проведение сварочных работ при ремонте нефтепродуктопровода

___________________________________________________________

___________________________________________________________

без остановки перекачки (с остановкой перекачки)

 

1. Нефтепродуктопровод_______________________________________________________________________

 (название участка трубопровода, диаметр, нитка)

________________________________________________________________________________________________

 

2. Место работы______________________________________________________________________________

 (километр, пикетаж, общая протяженность)

________________________________________________________________________________________________

 

3. Содержание работы_________________________________________________________________________

 

____________________________________________________________________________________________

 

____________________________________________________________________________________________

 

4. Ответственный за подготовку нефтепродуктопровода и проведение сварочных работ

____________________________________________________________________________________________

(должность, ф.и.о.)

 

5. Ответственный за проведение сварочных работ

____________________________________________________________________________________________

(должность, ф.и.о.)

 

Вторая страница

 

 

 

6. Перечень и последовательность мероприятий и мер безопасности:

 

 

 

 

а) при подготовке нефтепродуктопровода к проведению сварочных работ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Третья страница

 

 

 

 

б) При проведении сварочных работ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Начальник ремонтно-строительной

организации                                   _______________________________(ф.и.о)

                                                                                                                       (подпись)

                                                                                        «____»________________________20____г.

 

8. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа: