Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow ОР 13.01-28.21.00-КТН-008-2-01 Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитальног  
19.12.2018
    
ОР 13.01-28.21.00-КТН-008-2-01 Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитальног

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИКИ, КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА (РЕКОНСТРУКЦИИ) РЕЗЕРВУАРОВ И ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Утвержден 9 июля 2001 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Данный Регламент вводится вместо «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, подготовки резервуаров к капитальному ремонту (реконструкции) и вводу в эксплуатацию от 29.01.2001 г., «Регламента плановых работ по ремонту резервуарных емкостей при капитальном ремонте» от 01.03.2000 г., «Дополнения к регламенту вывода из эксплуатации, проведения диагностики, подготовки резервуаров к капитальному ремонту (реконструкции) и вводу в эксплуатацию» от 5.03.2001 г.

1.2. В состав технологических операций по выводу резервуара в ремонт, проведению ремонта (реконструкции) и последующего ввода его в эксплуатацию входят:

-      вывод резервуара из технологического режима работы;

-      зачистка резервуара от донных отложений, подготовка поверхности резервуара к диагностике;

-      диагностика резервуара с составлением дефектной ведомости;

-      составление технического задания на разработку проектно-сметной документации на ремонт (реконструкцию) резервуара, на основании дефектной ведомости и перечня работ в соответствии с п. 5.3 регламента;

-      разработка проектно-сметной документации в соответствии с техническим заданием, проведение экспертизы и регистрации (согласования) ее в органах государственного надзора;

-      выполнение работ по капитальному ремонту (реконструкции);

-      гидравлические испытания и освобождение резервуара от опрессовочной воды;

-      нанесение антикоррозионного покрытия;

-      заполнение резервуара нефтью и включение в технологический режим работы НПС.

1.3. При капитальном ремонте (реконструкции) резервуара типа РВС, РВСП, РВСПК должны быть выполнены следующие работы:

-      восстановление основания резервуара;

-      ремонт и замена металлоконструкций (днища, окрайки, стенки, кровли);

-      монтаж системы подслойного (комбинированного) пожаротушения;

-      монтаж (ремонт) системы орошения;

-      замена «хлопуш» на приемо-раздаточные устройства типа «ПРУ-Д»;

-      замена системы размыва донных отложений с веерными соплами на устройства типа «Диоген»;

-      ремонт (замена) систем измерения уровня и температуры;

-      ремонт (монтаж) понтона;

-      ремонт плавающей крыши, катучей лестницы, системы водоспуска;

-      оборудование понтона (плавающей крыши) дополнительными патрубками или другими устройствами для изменения высоты опорных стоек в эксплуатационном положении;

-      оборудование резервуара с понтоном (плавающей крышей) направляющими, в которых монтируется оборудование для измерения уровня;

-      установка (замена) резервуарного оборудования;

-      оборудование резервуаров протекторной защитой;

-      гидроиспытания;

-      антикоррозионное внутреннее и наружное покрытие;

-      калибровка резервуара;

-      восстановление отмостки и каре резервуара.

1.4. При ремонте резервуара типа ЖБР должны быть выполнены следующие работы:

-      восстановление днища и стен резервуара;

-      ремонт колонн, ригелей, балок;

-      ремонт (замена) плит покрытия;

-      ремонт (восстановление) приемо-раздаточных технологических трубопроводов, патрубков для установки оборудования;

-      монтаж системы подслойного пожаротушения;

-      монтаж (ремонт) системы размыва донных отложений с трубной разводкой, кольцевыми веерными соплами, с фиксированной максимальной высотой щели;

-      установка (замена) резервуарного оборудования;

-      нанесение защитного гидроизоляционного слоя на покрытие резервуара;

-      восстановление отмостки и каре резервуара;

-      гидроиспытания;

-      калибровка резервуара.

1.5. Все виды работ по выводу резервуара из эксплуатации, зачистке и подготовке к диагностике проводятся на основе Проекта производства работ, утвержденного главным инженером ОАО МН, и наряда допуска, оформляемого на каждый вид выполняемых работ в соответствии со следующими нормативными документами:

-      «Регламентом оформления нарядов-допусков на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных объектах МН дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефть»;

-      «Технологией проведения работ по предотвращению образования и удаления из резервуаров донных отложений», РД 153-39.4-057-00;

-      «Инструкцией по пожаро-взрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров», РД 153-39ТН-012-96;

-      «Инструкцией по обеспечению пожаро-взрывобезопасности эксплуатации и ремонта нефтяных резервуаров резервуарных парков магистральных нефтепроводов» РД 153-39ТН 013-96;

-      «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», ВППБ 01-05-99;

-      Настоящим регламентом и другими нормативными документами, регламентирующими безопасное производство работ.

1.6. Производство работ по капитальному ремонту резервуара осуществляется на основании рабочего проекта, выполненного проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию, прошедшего экспертизу, зарегистрированного в территориальном органе Госгортехнадзора России и утвержденного к производству работ Главным инженером ОАО МН, в соответствии со следующими нормативными документами:

-      «Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз», введенными в действие приказом ОАО «АК «Транснефть» № 25 от 12 марта 2001 года;

-      «Инструкцией «Методы ремонта элементов конструкций стальных вертикальных цилиндрических резервуаров после длительной эксплуатации»;

-      «Инструкцией по ремонту железобетонных предварительно напряженных цилиндрических резервуаров для нефти» РД 39-0147103-378-87;

-      СНиП 3.03.01-87, СНиП 2.05.06-85;

-      другими нормативными документами, определяющими порядок и организацию работ по капитальному ремонту (реконструкции) резервуаров.

1.7. Приемка резервуаров из ремонта в эксплуатацию осуществляется в соответствии со следующими нормативными документами:

-      СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»;

-      «Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов», введенными в действие приказом ОАО «АК «Транснефть» № 25 от 12.03.01 года;

-      «Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» РД 153-39.4-056-00.

1.8. Подлежат первоочередному включению в Планы-графики технического диагностирования и капитального ремонта резервуары:

-      находящиеся в аварийном состоянии или выведенные из эксплуатации из-за недопустимых дефектов;

-      со сниженным уровнем взлива из-за дефектов металлоконструкций и оборудования;

-      с ограниченными сроками эксплуатации из-за дефектов;

-      изготовленные из стали марки 16Г2АФ или сваренные электродами с меловой обмазкой (для РВС);

-      применяемые для хранения нефти с высокой коррозионной активностью и не имеющие внутренней антикоррозионной защиты (для РВС);

-      с дефектами металлоконструкций, отремонтированных временными методами ремонта, без выполнения сварочных работ (установка накладок механическим способом, наклеек с помощью эпоксидных составов и ремонт другими методами, не предусмотренными при строительстве резервуаров);

-      находящиеся в эксплуатации более нормативного срока службы (20 лет для РВС, 30 лет для ЖБР).

1.9. ОАО МН представляет до 1 июня в ОАО «АК «Транснефть» на следующий год проект «Плана-графика ввода в эксплуатацию резервуарных емкостей после реконструкции и капитального ремонта» с помесячной разбивкой по прилагаемой форме (прил. 1).

1.10. Утвержденный главным инженером ОАО МН «План-график вывода резервуаров из эксплуатации, подготовки и проведения капитального ремонта (реконструкции) и ввода в эксплуатацию» (прил. 2), с разбивкой по основным видам работ, ОАО МН в срок до 1 июня представляют в ОАО «АК «Транснефть» на следующий год.

1.11. Разработка Плана-графика технического диагностирования резервуаров на планируемый год (прил. 3) осуществляется исходя из их технического состояния (пункт 1.8 регламента). Утвержденный главным инженером ОАО МН «План-график технического диагностирования резервуаров» ОАО МН в срок до 1 июня представляют в ОАО «АК Транснефть» на следующий год.

1.12 Сроки формирования плановых объемов работ на следующий год по ремонту резервуарных емкостей и представления данных в ОАО «АК «Транснефть» приведены в таблице 1.

Таблица 1

№ пп

Наименование работ

Ответственный исполнитель от ОАО МН

Срок исполнения и предоставления данных в «АК»

Ответственный исполнитель от ОАО «АК»

1

Определение резервуаров, подлежащих ремонту на основе проведенных обследований и данных об их техническом состоянии в соответствии с требованиями п. 1.9 Регламента

Отдел эксплуатации

До 1 июня

Отдел эксплуатации ОАО «АК»

2

Формирование:

Плана-графика ввода в эксплуатацию резервуарных емкостей после реконструкции и капитального ремонта;

План-график вывода резервуаров из эксплуатации, подготовки и проведения капитального ремонта (реконструкции) и ввода в эксплуатацию.

Отдел эксплуатации, ОКС (ОКР)

До 1 сентября

Отдел эксплуатации, ОКС, Производственный отдел.

1.13. Раздел «Резервуарные емкости» «Комплексной Программы...» должен содержать раздел технико-экономических обоснований необходимости выполнения работ по ремонту резервуаров отдельно на каждый резервуар. При выполнении технико-экономического обоснования должно учитываться:

-      техническое состояние резервуарной емкости в соответствии с п. 1.8 Регламента;

-      значение резервуарной емкости для выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти;

-      перспективность дальнейшего использования резервуара в технологическом процессе;

-      продолжительность выполнения ремонтных работ, наличие технических возможностей и т.д.;

-      увеличение полезной емкости резервуара в результате выполнения комплекса планируемых работ.

1.14. Стоимость планируемых работ по капитальному ремонту резервуарной емкости должна быть определена на основе цен на материалы и услуги, действующих на момент составления Плана, с использованием применяемых и установленных в регионах расценок и коэффициентов перерасчета.

1.15. Стоимостные показатели по материалам и оборудованию, закупаемым централизованно, принимаются на основании данных, полученных от ОАО «Торговый Дом «АК «Транснефть».

1.16. Форма сводки о выполнении плана графика работ по ремонту резервуарных емкостей по программе техперевооружения, реконструкции и капитального ремонта приведена в приложении 4.

1.17. Количество резервуаров, единовременно выводимых в капитальный ремонт и реконструкцию, не должен превышать «Нормативный коэффициент» (Кр) вывода в ремонт нефтяных резервуаров ОАО МН (табл. 2).

Таблица 2

Нормативный коэффициент (Кр) вывода в ремонт нефтяных резервуаров ОАО МН

ОАО МН

Суммарная емкость резервуарного парка по строительному номиналу

Нормативный коэффициент Кр вывода в ремонт резервуаров ОАО МН

штук

тыс. м3

Кр

Норматив в тыс. м

1

2

3

4

5

СибНП

149

2570

0,12

310

МНЦС

24

480

0,08

40

ТЕМИ

79

1100

0,10

110

УСМН

140

1280

0,08

100

СЗМН

109

1659

0,10

165

ВВМН

44

780

0,08

60

БалтНП

25

456

0,10

46

ПМН

127

1790

0,12

215

Дружба

50

1440

0,10

144

ЧМН, в т.ч.

НБ Грушовая

другие НПС

108

43

65

1403

830

573

0,10

0,08

0,12

140

70

70

СМН

26

350

0,08

30

Итого

964

14255

0,10

1410

1.18. Продолжительность проектирования, капитального ремонта и реконструкции резервуаров определяется «Нормативными сроками продолжительности капитального ремонта и реконструкции резервуаров ОАО «АК «Транснефть» (прил. 5). Сроки капитального ремонта и ввода резервуаров в эксплуатацию по результатам диагностики и разработанной в полном объеме ПСД корректируются только по согласованию с ОАО «АК «Транснефть».

1.19. Выполнение работ по капитальному ремонту (реконструкции) резервуара следует планировать с расчетом завершения всего комплекса работ в срок не более одного года, с проведением гидравлических испытаний при положительной температуре окружающего воздуха.

2. ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1. Резервуары из эксплуатации выводятся на основании «Комплексной программы диагностики, реконструкции, техперевооружения и капремонта объектов ОАО МН» и «План-графика ввода в эксплуатацию резервуарных емкостей после реконструкции и капитального ремонта», утвержденных ОАО «АК «Транснефть».

2.2. Вывод резервуара из эксплуатации в ремонт (реконструкцию) осуществляется службой эксплуатации, конкретная дата вывода согласовывается с отделом ТТО ОАО МН, а по резервуарам транзитных магистральных нефтепроводов и нефтебаз с диспетчерским управлением Компании. Отдел эксплуатации ОАО МН в день вывода резервуара из эксплуатации предоставляет в ТТО сведения о резервуарной емкости в эксплуатации, ТТО вносит изменения по используемой емкости в ежесуточную «Сводку о состоянии резервуарного парка ОАО МН» и СДКУ.

2.3. До вывода резервуара из эксплуатации должен быть разработан проект организации работ по подготовке резервуара к ремонту, который должен включать в себя: порядок проведения подготовительных работ с учетом конкретных условий, меры по охране труда, способы контроля взрывопожароопасности. ПОР должен быть утвержден главным инженером РНУ (УМН), ПНБ и согласован с вневедомственной пожарной охраной или местными инспекциями территориальных подразделений ГПС МВД РФ.

2.4. При выводе резервуара из эксплуатации выполняются следующие работы:

-      откачка нефти из резервуара;

-      размыв парафинистых отложений;

-      закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;

-      установка заглушек на фланцевых соединениях технологических трубопроводов резервуара с составлением схемы и акта на установку.

2.5. После выполнения работ по выводу резервуара из эксплуатации составляется акт готовности и передачи резервуара для выполнения зачистных работ (прилож. 6) с указанием объема оставшихся нефтешламов и выполненных мероприятий по его отключению от технологических трубопроводов.

3. ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРА ОТ ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ПОДГОТОВКА К ДИАГНОСТИКЕ

3.1. До начала работ по зачистке резервуара от донных отложений и подготовки его к диагностике должны быть выполнены требования пункта 2.3 данного регламента.

3.2. В объем работ по зачистке резервуара входят работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к диагностике и проведению огневых работ:

-      размыв и удаление донных отложений;

-      пропарка резервуара;

-      механическое удаление нефтешламов из резервуара;

-      утилизация нефтешламов;

-      промывка резервуара и дегазация;

-      песко(дробе)струйная обработка внутренней поверхности резервуара для диагностики.

3.3. После завершения работ по зачистке резервуара от нефтешламов составляется акт (прилож. 7).

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1. Нормативная документация по техническому диагностированию

4.1.1. Техническое диагностирование резервуаров должно выполняться в соответствии со следующими нормативными документами:

-      «Положением о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» РД-08-95-95;

-      «Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров» РД 39-30-284-85;

-      «Инструкцией по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утвержденной Госгортехнадзором России 21 января 1997 года;

-      «Комплексной технологией акустико-эмиссионного и ультразвукового контроля стенок стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов» ТД 23.441-98;

-      «Технологией геодезического обследования стальных вертикальных резервуаров» ТД 23.115-96;

-      «Правилами организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов» РД 03-131-97;

-      «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 03-381-00;

-      Строительными нормами и правилами «Несущие и ограждающие конструкции» СНиП 3. 03.01-87;

-      Ведомственными строительными нормами «Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м3» ВСН 311-89;

-      Настоящим регламентом и другими нормативными документами, регламентирующими производство работ по техническому диагностированию резервуаров.

4.2. Периодичность проведения технического диагностирования и планирование работ по диагностике резервуаров

4.2.1. Система технического диагностирования включает в себя два уровня проведения работ:

-      частичное (без вывода его из эксплуатации) техническое обследование резервуара с наружной стороны;

-      полное (предремонтное) техническое обследование, с выводом резервуара из эксплуатации, опорожнением, зачисткой и дегазацией.

4.2.2. Периодичность проведения технического диагностирования планируется с учетом срока эксплуатации резервуара и приводится в табл. 3.

Таблица 3

Тип резервуара

Срок эксплуатации

Частичное обследование

Полное обследование

РВС

До 20 лет

1 раз в 5 лет

1 раз в 10 лет

РВС

Более 20 лет

1 раз в 4 года

1 раз в 8 лет

ЖБР

Более 20 лет

1 раз в 5 лет

1 раз в 10 лет

4.2.3. Кроме того внеочередное полное обследование резервуара проводится, если по результатам частичного диагностического обследования выявлены недопустимые дефекты и резервуар выводится из эксплуатации для проведения ремонта. Результаты частичного обследования учитываются при проведении полного диагностического обследования.

4.2.4. Планирование работ по диагностическому обследованию резервуаров осуществляется согласно «Регламента формирования планов и отчетов по определению технического состояния, эксплуатации и ремонту магистральных нефтепроводов и резервуарных парков».

4.2.5. ОАО МН в срок до 1 июня текущего года разрабатывает и представляет в ОАО «АК «Транснефть» для формирования сводного плана «Проект плана диагностического обследования резервуаров» на следующий год (прилож. 3), составленный с учетом приоритетности обследования резервуаров в соответствии с их техническим состоянием, сроками эксплуатации и результатами проведенных ранее обследований.

4.2.6. Для новых резервуаров после окончания строительно-монтажных работ перед проведением гидравлических испытаний, антикоррозионной защитой и вводом в эксплуатацию проводится техническое диагностирование в объеме полного обследования в соответствии с пунктом 4.4 данного регламента.

4.3. Порядок проведения диагностического обследования

4.3.1. Основанием для проведения работ по техническому диагностированию резервуаров является утвержденный план диагностики резервуаров ОАО «АК «Транснефть» на текущий год.

4.3.2. ОАО МН разрабатывает в соответствии с требованиями нормативной документации и данного Регламента техническое задание (прил. 8) на диагностическое обследование резервуара, в котором определяются требования к проведению диагностических работ, объемы и методы контроля, требования к срокам обследования и к содержанию технических отчетов. Техническое задание утверждается Главным инженером ОАО МН.

4.3.3. В техническом задании выделяются объемы работ, выполняемые собственными силами ОАО МН и силами подрядной организации. К техническому заданию должны прилагаться исходные данные о резервуаре, необходимые Подрядчику для проведения обследования (прилож. 9).

4.3.4. На основе технического задания для каждого резервуара разрабатывается индивидуальная программа проведения технического обследования резервуара, которая утверждается главным инженером ОАО МН.

4.3.5. Договор с подрядной организацией, привлекаемой для проведения технического диагностирования резервуара, оформляется в соответствии с требованиями типового договора (прилож. 10). Подрядная организация, привлекаемая к проведению диагностического обследования резервуара, должна иметь лицензию на осуществление данного вида деятельности, руководители должны пройти аттестацию по вопросам промышленной безопасности в комиссии ГГТН.

4.3.6. Организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на отдел эксплуатации ОАО МН. До начала работ по обследованию составляется акт готовности резервуара к проведению технической диагностики, подписанный представителем ОАО МН, представителем организации, выполнявшей работы по подготовке резервуара к диагностированию, и представителем организации которая будет проводить диагностику (прилож. 11).

4.3.7. Работы по обследованию проводятся на основании приказа филиала (РНУ) ОАО МН, в котором назначается ответственное лицо за безопасное производство работ от структурного подразделения (ЛПДС, НПС), определяется порядок, режим работы подрядной организации и ответственность руководителей подрядной организации за безопасное производство работ. После прохождения персоналом Подрядчика инструктажа по технике безопасности и пожарной безопасности, допуск к работам осуществляется на основе «Регламента оформления нарядов-допусков на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных объектах МН дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефть».

4.3.8. Продолжительность выполнения диагностического обследования резервуаров в зависимости от их объема приводится в табл. 4.

Таблица 4

Вид работ

Резервуары РВС, ЖБР, емкость тыс. м3

2-5

10

20

30

50

1. Полное обследование с составлением отчета и дефектной ведомости для ремонта (после вывода из эксплуатации)

11

16

20

24

32

2. Частичное обследование с выдачей заключения о возможности эксплуатации и диагностика с наружной стороны при полном обследовании

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: