Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводовчерез водные преграды  
20.07.2018
    
Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводовчерез водные преграды

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
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

Утвержден 15 мая 2002 г.
с изменениями от 20 января 2003 г.

Условные обозначения и сокращения

ВИП                      Внутритрубный инспекционный прибор

ВТД                      Внутритрубная диагностика

ГВВ                      Горизонт высоких вод

ДДК                      Дополнительный дефектоскопический контроль

ДПР                      Дефект, подлежащий ремонту

КППСОД              Камера пуска-приема средств очистки и диагностики

ЛПДС                   Линейная производственно-диспетчерская служба

ЛЭС                      Линейная эксплуатационная служба

ЛЭП                      Линия электропередачи

МН                        Магистральный нефтепровод

МТ                        Микротоннелирование

ННБ                      Наклонно-направленное бурение

НПС                      Нефтеперекачивающая станция

НТД                      Нормативно-техническая документация

ОАО МН              Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов

ОУ                        Очистное устройство

ПОР                      Дефект первоочередного ремонта

ПМН                     Переход магистрального нефтепровода через водную преграду

ППМН                  Подводный переход магистрального нефтепровода

РНУ                      Районное нефтепроводное управление

СОУ                      Система обнаружения утечек

ТУ                         Телеуправление

УМН                     Управление магистральных нефтепроводов

ЦТД                      Центр технической диагностики

ЭХЗ                       Электрохимическая защита

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящий регламент распространяется на переходы через водные преграды магистральных нефтепроводов системы ОАО «АК «Транснефть».

Настоящий регламент устанавливает:

-      порядок приемки ПМН в эксплуатацию;

-      требования к оборудованию ПМН;

-      режимы работы переходов магистральных нефтепроводов (ПМН) через водные преграды;

-      требования и мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации отключенных резервных ниток ПМН;

-      порядок планирования и организации работ по эксплуатации переходов через водные преграды;

-      порядок мониторинга ПМН с дефектами, выявленными при ВТД и мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации ПМН с выявленными дефектами ПОР;

-      виды и технологию проведения контроля технического состояния, оформление результатов контроля;

-      требования к проведению частичного и полного обследования ПМН;

-      виды, периодичность и объём работ при техническом обслуживании ПМН;

-      перечень и формы технической документации, оформляемой в процессе эксплуатации подводного перехода;

-      требования по обеспечению охраны окружающей среды при эксплуатации ПМН.

Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды предназначен для работников служб эксплуатации ОАО МН системы ОАО «АК «Транснефть».

Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды отменяет действие следующих документов:

-      Регламент по технической эксплуатации подводных переходов нефтепроводов, построенных способом наклонно-направленного бурения, 1999 г.;

-      Регламент технической эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов, 2001 г.

Переходы магистральных нефтепроводов через водные преграды подразделяются по способу прокладки:

-      подводные;

-      воздушные.

В границы воздушного перехода магистрального нефтепровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от мест выхода трубопровода из земли.

К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Границами подводного перехода магистрального нефтепровода (ППМН), определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10 %-й обеспеченности.

Трубопроводы основной и резервной ниток в границах подводного перехода и на участке от подводного перехода до КППСОД, независимо от диаметра и способа прокладки, должны проектироваться в соответствии с категорией «В» СНиП 2.05.06-85*.

Подводные переходы, в том числе все переходы построенные методами ННБ и МТ через водные преграды шириной по зеркалу более 75 м в межень должны быть оборудованы резервными нитками.

Подводные переходы подразделяются:

-      на одно- и многониточные;

-      по способу строительства - траншейным способом, методом микротоннелирования (МТ), наклонно-направленного бурения (ННБ), «труба в трубе».

Подводные переходы, построенные методом микротоннелирования (МТ) подразделяются на:

-      переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполнено инертным газом под избыточным давлением (тип 1);

-      переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполнено жидкостью с антикоррозионными свойствами под избыточным давлением (тип 2).

Воздушные переходы подразделяются на:

-      подвесные (вантовые);

-      арочные;

-      балочные.

В состав перехода МН через водные преграды входят следующие сооружения:

-      участок магистрального нефтепровода в границах ПМН;

-      узлы береговых задвижек и камер пуска-приема средств очистки и диагностики;

-      берегоукрепительные и дноукрепительные сооружения, предназначенные для предотвращения размыва береговой и русловой части перехода;

-      информационные знаки ограждения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных водных путях, указательные знаки оси трубопроводов на береговых участках, стационарные реперы и знаки закрепления геодезической сети;

-      пункт наблюдения (блок-пост обходчика);

-      вдольтрассовая линия электропередачи (ЛЭП) в границах ПМН;

-      средства электрохимзащиты (ЭХЗ) в границах ПМН;

-      трансформаторная подстанция для обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и средств ЭХЗ, линейной телемеханики, освещения и др.;

-      средства и оборудование телемеханики;

-      стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике;

-      датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, системы обнаружения утечек (СОУ), вантузы, системы контроля межтрубного пространства перехода, выполненного методом микротоннелирования или «труба в трубе»;

-      опорные сооружения воздушных переходов.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ТРУБ И СВАРНЫХ ШВОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ПРИЕМКЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

2.1. Организация контроля качества труб и сварных швов при строительстве переходов МН через водные преграды.

2.1.1. Требования к качеству труб, устанавливаемые ТУ и особыми условиями на поставку, должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» и ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых нефтепроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1».

2.1.2. ОАО МН при заказе труб (импортных и отечественных) для строительства переходов через водные преграды разрабатывают технические требования, в которых указывается объем контроля и требования к качеству труб:

-      100 % ультразвуковой контроль сплошности металла труб с отметкой в сертификате. В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин, закатов, а также расслоений длиной свыше 80 мм в любом направлении. Расслоения любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 мм от торца труб не допускаются;

-      100 % неразрушающий контроль сварных швов труб с отметкой в сертификате;

-      100 % контроль геометрических размеров труб (наружный диаметр, толщина стенки, длина секций, овальность, кривизна, косина реза торцов и т.д. должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*);

-      не допускаются ремонты сварных соединений;

-      соответствие химического состава и механических характеристик металла труб требованиям СНиП 2.05.06-85*;

-      не допускаются царапины, риски и задиры глубиной 0,2 мм и более, вмятины глубиной 6 мм и более, выправленные вмятины.

2.1.3. Снабжающая организация указанные технические требования должна включить в контракт на поставку труб.

2.1.4. В контракте на поставку труб с отечественными и зарубежными трубопрокатными заводами должно быть указано, что контроль по п. 2.1.2 настоящего регламента проводится силами и средствами завода-изготовителя с непосредственным участием представителей технического надзора ОАО МН или подрядной организации по договору на указанный вид деятельности.

2.1.5. Служба технического надзора ОАО МН или подрядная организация по договору контролирует полноту, качество и результаты заводского контроля труб для ПМН с отметкой в сертификате.

2.1.6. После приемки представителем заказчика трубы, предназначенные для строительства переходов, маркируются «ПП». Маркировка наносится несмываемой краской внутри трубы на расстоянии 100-150 мм от торца.

2.1.7. Обязательный входной контроль труб, предназначенных для строительства ПМН, в местах разгрузки, хранения и производства работ выполняется в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*. Кроме того проверяется:

-      наличие маркировки «ПП»;

-      наличие в сертификате отметки технадзора или подрядной организации о приемке труб на заводе;

-      отсутствие расслоений любого размера на концевых (25 мм) участках труб.

2.1.8. Трубы, хранившиеся в складских условиях более 6 месяцев и предназначенные для строительства ПМН, перед монтажом подлежат проверке состояния с оформлением акта. Проверка выполняется в следующем объеме:

-      контроль качества изоляционного покрытия на соответствие требованиям ГОСТ Р 51164-98;

-      контроль отсутствия царапин, рисок и задиров глубиной 0,2 мм и более, вмятин глубиной 6 мм и более, выправленных вмятин.

Выявленные повреждения изоляции подлежат ремонту. Трубы с обнаруженными царапинами, рисками и задирами 0,2 мм и более, с вмятинами глубиной 6 мм и более, с выправленными вмятинами отбраковываются, маркировка «ПП» зачеркивается несмываемой краской.

2.1.9. Сертификаты на трубы после сдачи перехода в эксплуатацию должны храниться в эксплуатирующей организации вместе с исполнительной документацией.

2.1.10. При сварке подводного перехода 100 % стыковых швов должны быть полностью проверены неразрушающими методами контроля силами подрядчика с обязательной 100 % повторной проверкой заказчиком.

2.1.11. Гидравлические испытания и проверка герметичности вновь построенных подводных переходов магистральных нефтепроводов производится в соответствии с требованиями СНиП III-42-80* в три этапа (табл. 1):

-      1-й этап - после сварки на стапеле или площадке, но до изоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств или протаскиваемые для переходов, строящихся методами ННБ или МТ);

-      2-й этап - после укладки, но до засыпки для переходов, строящихся траншейным способом, после протаскивания для переходов, строящихся методами ННБ или МТ;

-      3-й этап - одновременно с прилегающими участками.

При отсутствии прилегающих участков проведение второго и третьего этапов гидравлических испытаний совмещается, при этом испытания на прочность производятся в течение 36 часов, а проверка на герметичность - не менее 24 часов в следующей последовательности (рис. 1):

-      1-й цикл испытаний на прочность - 12 часов;

-      2-й цикл проверки на герметичность - не менее 12 часов;

-      3-й цикл испытаний на прочность - 24 часа;

-      4-й цикл проверки на герметичность - не менее 12 часов.

Таблица 1

Этапы испытания непрочность и проверки на герметичность

Этапы испытания на прочность и проверки на герметичность

Давление

Продолжительность, ч, не менее

при испытании на прочность

при проверке на герметичность

при испытании на прочность

при проверке на герметичность

в верхней точке (не менее)

в нижней точке

1-й этап - после сварки на стапеле или площадке, но до изоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств при строительстве траншейным методом, или протаскиваемый участок при строительстве методом ННБ и МТ)

-

Рзав. (В) или Рзав. (I)

Давление при проверке на герметичность принимается равным Рраб.

6

Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее, чем 12 часов

2-й этап - после укладки, но до засыпки при строительстве траншейным методом или после протаскивания при строительстве методом ННБ и МТ для трубопроводов категорий:

 

 

 

В

1,5 Рраб.

Рзав. (В)

12

I

1,25 Рраб.

Рзав. (I)

12

3-й этап - одновременно с прилегающими* участками категорий:

 

 

 

I-II

1,25 Рраб.

Рзав. (I-II)

24

III-IV

1,1 Рраб.

Рзав. (III-IV)

24

Примечание.

* Прилегающий участок - участок трубопровода между новым дюкером и существующим нефтепроводом.

Рис. 1. Давление и выдержка при испытании на прочность и герметичность

2.1.12. После укладки дюкера и до заполнения трубы нефтью, должна быть проведена внутритрубная инспекция диагностическим снарядом-профилемером с использованием воды в качестве рабочей среды. При этом перед пропуском снаряда-профилемера должна быть выполнена очистка уложенного трубопровода очистными скребками.

2.2. Приемка в эксплуатацию переходов МН через водные преграды

2.2.1. К эксплуатации допускается переход МН через водную преграду и его объекты, как вновь построенные, так и после реконструкции или капитального ремонта, соответствующие проекту по действующим нормам и правилам и прошедшие приемку в установленном порядке.

2.2.2. Приемка в эксплуатацию вновь построенных переходов МН через водные преграды, а также замененных при реконструкции и капитальном ремонте участков должна проводиться в комплексе со всеми сооружениями, предусмотренными проектом.

2.2.3. Организация и порядок приемки в эксплуатацию вновь построенных переходов МН через водные преграды и их участков после реконструкции и капитального ремонта должна производиться в соответствии с требованиями общероссийских и ведомственных нормативных документов:

-      ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;

-      СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения;

-      СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы;

-      СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

-      РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

-      ВСН 004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация работ»;

-      ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание»;

-      Регламент приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов;

-      Регламент взаимоотношений РСУ (РСК) и служб эксплуатации (АВП) при завершении строительно-монтажных работ и вводе в эксплуатацию законченного строительством участка нефтепровода;

-      Регламент взаимоотношений служб заказчика, технического надзора, строительных подразделений ОАО МН и подрядных организаций;

-      Регламент осуществления технического надзора сварочно-монтажных работ при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов;

-      Регламент технического надзора за подготовкой поверхности трубопровода и нанесением изоляционного покрытия;

-      Регламент технического надзора при проведении работ по испытанию и подключению вновь построенных (прошедших капитальный ремонт) участков трубопроводов;

-      Табель технической оснащенности. Средства измерения и контроля. Земляные работы, входной контроль труб и изоляционных материалов, сварочно-монтажные работы, изоляционно-укладочные работы, работы по электрохимзащите;

-      Типовое положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов.

2.2.4. Приемка в эксплуатацию вновь построенного перехода МН через водную преграду и участков МН в границах перехода, замененных при реконструкции или капитальном ремонте, должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления вновь построенного перехода приемочной комиссии должна быть проведена приемка перехода рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее, чем за 3 месяца до планируемого срока начала работы комиссии.

2.2.5. Приемка вновь построенных переходов МН через водные преграды и участков МН в границах перехода после реконструкции и капитального ремонта оформляется актом приемочной комиссии, который утверждается руководителем ОАО МН. Датой приемки объекта считается дата подписания акта приемочной комиссией.

2.2.6. Оформление приемки производится заказчиком и членами приемочной комиссии на основе результатов проведенных ими обследований, проверок, контрольных испытаний и измерений, документов исполнителя работ, подтверждающих соответствие принимаемого объекта утвержденному проекту, нормам, правилам и стандартам, а также заключений органов надзора.

2.2.7. По окончании работ исполнительная документация на построенный и принятый в эксплуатацию переход магистрального нефтепровода передается на хранение в ОАО МН.

3. ПАСПОРТНАЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

3.1. На каждый переход МН через водную преграду должен быть разработан «Паспорт перехода магистрального нефтепровода через водную преграду» согласно установленной в ОАО «АК «Транснефть» форме (приложение 1).

3.2. Паспорт перехода магистрального нефтепровода через водную преграду должен содержать технические, технологические, топогеодезические, гидрологические и другие сведения о подводном переходе. Форма «Паспорта перехода через водную преграду» приведена в приложении 1.

3.3. Сведения по техническому обслуживанию, обследованиям, текущему и капитальному ремонтам переходов должны вноситься отделом эксплуатации РНУ (УМН) ОАО МН в «Паспорт ПМН» в срок не более 7 дней после окончания работ.

3.4. Проектная и исполнительная документация на переход МН через водную преграду должна храниться в РНУ (УМН) ОАО МН в течение всего срока эксплуатации подводного перехода.

3.5. Для организации технической эксплуатации перехода МН через водную преграду РНУ (УМН) и ОАО МН, эксплуатирующие переход, обязаны иметь и вести техническую документацию, в соответствии с табл. 2.

3.6. ОАО МН, эксплуатирующие переходы, не реже чем один раз в три года обязаны предоставлять сведения о положении подводных переходов через судоходные реки и их охранных зон в Государственное бассейновое управление водных путей и судоходства и запрашивать подтверждение занесения их в лоции.

3.7. Паспорт подводного перехода, построенного методом ННБ, должен содержать информацию (в соответствии с разделом 1.13 приложения 1 настоящего Регламента) и дополнительную информацию в соответствии с приложением 2.

Таблица 2

Перечень обязательной документации по технической эксплуатации переходов нефтепроводов через водные преграды

№ п/п

Наименование технической документации

Утверждающая инстанция

Ведение и хранение документации

1

Исполнительная документация по законченному строительством переходу МН через водную преграду в соответствии с приложением 4 (2, 3)

ОАО МН

Хранится в РНУ (УМН) до замены или снятия с баланса перехода

2

Паспорт перехода по утвержденной форме в соответствии с приложением 1

-

Составляется и ведется РНУ (УМН), копия находится в ОАО МН

3

График проведения осмотров переходов

РНУ (УМН)

Разрабатывается РНУ (УМН)

4

План обследований переходов

ОАО МН

Разрабатывается ОАО МН

5

Журнал осмотра перехода

-

Ведется обходчиком, начальником ЛЭС

6

Отчеты об обследованиях переходов МН через водную преграду

РНУ (УМН)

Составляются организацией, проводившей обследование, и передаются в ОАО МН, РНУ (УМН)

7

Исполнительная документация по выполненным ремонтам переходов МН через водную преграду

ОАО МН

Находится в РНУ (УМН)

8

Проектная документация на переходы МН через водную преграду

-

Находится в РНУ (УМН)

3.8. Паспорт подводного перехода, построенного методом МТ, должен содержать дополнительную информацию (в соответствии с разделом 1.14 приложения 1) и дополнительную информацию в соответствии с приложением 3.

4. ОБСЛЕДОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ПЕРЕХОДОВ

4.1. Порядок организации проведения обследования подводной части ППМН

4.1.1. Обследование ППМН осуществляется участками подводно-технических работ ОАО «АК «Транснефть», а также подрядными организациями. Организации, проводящие обследования переходов МН через водные преграды, должны иметь необходимые технические средства для проведения обследований, иметь обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов, лицензию Госгортехнадзора России на выполнение работ по частичному обследованию ППМН и, дополнительно, лицензию Госгеонадзора на выполнение работ по полному обследованию.

4.1.2. Основанием для проведения работ по обследованию ППМН является утвержденный ОАО «АК «Транснефть» «Сводный план работ по обследованию ППМН».

4.1.3. «План работ по обследованию ППМН ОАО МН» разрабатывается отделами эксплуатации ОАО МН и утверждается главным инженером ОАО МН. План должен содержать характеристику нефтепровода, пересекаемой преграды, срок обследования и выдачи исполнительной документации. «План работ по обследованию ППМН ОАО МН» на следующий год представляется в ОАО «АК «Транснефть» в срок до 1 октября текущего года.

4.1.4. Отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть» в срок до 1 ноября анализирует «Планы работ по обследованию ППМН ОАО МН» и представляет на утверждение руководства ОАО «АК «Транснефть» «Сводный план работ по обследованию ППМН».

4.1.5. На основе утвержденного ежегодного «Плана работ по обследованию ППМН» ОАО МН разрабатывает в соответствии с требованиями нормативной документации и данного регламента техническое задание на проведение обследования ППМН. Техническое задание утверждается главным инженером ОАО МН.

4.1.6. Техническое задание на проведение обследования вновь строящихся, находящихся в эксплуатации, ремонтируемых и реконструируемых ППМН (Приложения 5, 6) в обязательном порядке должно предусматривать требования к объему работ по обследованию (в соответствии с разделами 4.3-4.5, табл. 6а-6д) и составу технического отчета (в соответствии с разделом 4.9).

4.1.7. К техническому заданию должны прилагаться исходные данные, необходимые Подрядчику для проведения обследования (Приложения 7, 8).

4.1.8. Организация планирования и проведения работ по обследованию находящихся в эксплуатации переходов, а также анализ результатов обследования возлагается на отдел эксплуатации ОАО МН, а при планировании и проведении обследования вновь строящихся, ремонтируемых и реконструируемых переходов на отдел капитального строительства, отдел эксплуатации и отдел технического надзора ОАО МН.

4.1.9. На выполненные при обследовании перехода работы составляется первичная документация - акты на отдельные виды работ, акт обследования перехода по результату выполнения всего комплекса работ, как окончательный документ - технический отчет по обследованию перехода (в бумажном и электронном виде), который представляется в отдел эксплуатации ОАО МН.

4.1.10. Отдел эксплуатации ОАО МН, в течение 10 дней после получения технического отчета, анализирует результаты обследования ППМН, определяет вид ремонта, разрабатывает мероприятия по доведению технического состояния ППМН до нормативного и, в срок до 5 числа каждого месяца, представляет «Отчет о выполнении плана работ по обследованию ППМН» в отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть».

4.2. Категории технического состояния ППМН

4.2.1. Техническое состояние ППМН определяется по результатам внутритрубной диагностики, обследования планово-высотного положения, берегоукрепления, гидрологических характеристик водотока и сопоставлению фактического состояния ППМН с нормативными и проектными показателями, а также с показателями состояния предыдущих 3-х обследований. Техническое состояние воздушного перехода определяется по результатам внутритрубной диагностики, обследования планово-высотного положения, состояния опор и сопоставлению фактического состояния перехода с нормативными и проектными показателями, а также с показателями состояния предыдущих 3-х обследований.

4.2.2. Основными факторами, определяющими техническое состояние перехода являются:

-      наличие дефектов, подлежащих ремонту (ДПР) и первоочередного ремонта (ПОР);

-      величина и соответствие нормативным требованиям и проекту заглубления нефтепровода в русле и береговой части водной преграды, наличие и протяженность оголений и провисов трубопровода;

-      состояние антикоррозионной изоляции и балластировки;

-      состояние берегоукрепления;

-      состояние информационных и береговых знаков;

-      для воздушного перехода - величина и соответствие нормативным требованиям и проекту положения нефтепровода на опорах;

-      состояние опорной планово-высотной топографической основы, реперов на ППМН.

4.2.3. Категории технического состояния ППМН определяются в соответствии с табл. 3:

-      исправное состояние;

-      неисправное состояние;

-      критическое состояние.

4.2.4. При выявлении неисправного или критического технического состояния ППМН должны быть приняты меры по восстановлению исправного состояния.

4.3. Виды, периодичность и границы проведения обследования переходов МН через водные преграды.

4.3.1. Настоящим Регламентом устанавливаются следующие виды обследования ППМН:

-      периодическое частичное;

-      периодическое полное;

-      обследование в период строительства и ремонта.

Периодические обследования выполняются для определения технического состояния подводного перехода в процессе эксплуатации.

Контрольное обследование выполняется для контроля соответствия качества выполненных работ требованиям проекта.

4.3.2. При периодическом частичном обследовании выполняются следующие работы:

-      определение состояния береговых участков, берегоукрепления, информационных знаков, реперов и маркерных пунктов;

-      организация водомерного поста;

-      определение планово-высотного положения трубопровода;

-      выявление участков с недостаточным заглублением, оголений и провисов, уточнение их размеров, нанесение на профиль перехода;

-      камеральная обработка результатов полевых изысканий частичного обследования, подготовка отчета.


Таблица 3

Категории технического состояния подводного перехода МН

Техническое состояние ППМН

Основные параметры, определяющие состояние ППМН

Наличие дефектов

Величина заглубления нефтепровода

Состояние антикоррозионной изоляции и балластировки

Состояние берегоукрепления

Состояние информационных и береговых знаков

Состояние опорной планово-высотной топографической основы, реперов

Исправное состояние

Дефекты ДПР отсутствуют



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

 
< Пред.   След. >
Полезное:   Чем отличаются дымоходы для бани от печной трубы www.pechimax.ru