 |
Типовой объем работ при осмотрах, контролях, обследовании, ТО и ремонтах технологических и вспомогательных нефтепроводов
|
|
|
|
8.1.1.1 К технологическим нефтепроводам относятся внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе НПС, надземные и надводные нефтепроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспорт нефти.
К вспомогательным нефтепроводам относятся нефтепроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, сброса давления от предохранительных клапанов, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек, сливо-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов.
8.1.1.2 Содержание технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС в технически исправном состоянии возлагается на линейно-эксплуатационную службу (ЛЭС) и обеспечивается выполнением оперативного контроля, технического осмотра, периодического контроля, периодического технического обследования (ревизии), обследования и аттестации, технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта. Зоной ответственности ЛЭС являются технологические и вспомогательные нефтепроводы НПС до сварных стыков с патрубками оборудования или фланцами со стороны нефтепровода и сами сварные швы. Объем и периодичность указанных работ представлены в таблицах 8.1 и 8.2.
Таблица 8.1 - Периодичность и объем работ при осмотрах, контролях и обследовании технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС
| Наименование работ | Периодичность | Цель и объем работы |
| Оперативный контроль | Непрерывный контроль | Контроль герметичности трубопроводов по отношению к внешней среде оператором по приборам измерения давления, установленным в операторной и на отдельных участках технологических нефтепроводов НПС. |
| Технический осмотр | Согласно примечанию 1 | |
| Наружный осмотр надземных и подземных участков нефтепроводов | Выявление дефектов и потери герметичности не обнаруживаемые приборами в операторной. Проверка отсутствия протечек, "потения" металла в сварных швах и соединительных элементах нефтепроводов и оборудования, посторонних нехарактерных звуков, а также появления возможной деформации нефтепроводов, соединительных деталей, корпусных элементов оборудования, контроль сохранности защитного покрытия нефтепроводов, проверка целостности конструкций и элементов опор, подвесок, фундаментов надземных участков нефтепроводов. | |
| Контроль подземных участков нефтепроводов НПС осуществляется их обходом вдоль трассы нефтепровода с целью проверки отсутствия признаков истечения нефти из нефтепровода (появление нефти или его следов на поверхности грунта, запаха нефти). При выявлении признаков нарушения герметичности или целостности нефтепровода, его элементов, оборудования, лицо, производящее контроль, должно поставить в известность начальника (заместителя начальника) НПС для принятия срочных мер по выявлению причин неисправности и их устранению. Результаты постоянного контроля должны фиксироваться в журнале | ||
| Периодический контроль | 2 раза в год2 | |
| Визуальный контроль видимых участков нефтепроводов, соединений с патрубками оборудования, в том числе в колодцах, соединительных деталей (отводов, тройников, переходников), сварных швов, фланцевых соединений, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций | Выявление мест с повреждениями защитного покрытия, коррозионными поражениями, трещинами, характеризующимися появлением "потения", механическими повреждениями и другими дефектами оборудования, нефтепроводов, опор и их элементов. Измерение размеров выявленных дефектов и определение потерь толщины стенок от коррозии. Оценка результатов визуального и измерительного контроля осуществляется в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [ 11 ]. Любые трещины на поверхности нефтепровода или сварном шве, а также потеря толщины стенок от коррозии на 20 % и более от значения установленного проектом считаются недопустимыми и должны быть устранены в соответствии с РД 153-39.4Р-067-04 [ 12 ]. | |
| Контроль работы средств электрохимической защиты измерением защитных потенциалов «труба-земля» относительно неполяризующегося медно-сульфатного электрода сравнения на контрольно-измерительных пунктах, задвижках, емкостях, оборудовании, расположенном в подземных колодцах | Проверка наличия и целостности антикоррозионного покрытия, а также соответствия параметров средств электрохимической защиты требованиям нормативных и проектных документов. Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени отрицательную катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов "труба-земля" на трубопроводе, подземных емкостях и оборудовании были (по абсолютной величине) не менее минимального (минус 0,85 В) и не более максимального (минус 3,5 В) значений. При отклонении защитных потенциалов от нормативных значений, должны быть приняты меры по приведению их в соответствие с требованиями ГОСТ Р 51164. Результаты периодического контроля должны оформляться актом | |
| Измерение вибрации надземных участков нефтепроводов, соединенных с патрубками магистральных и подпорных насосов в соответствии с 8.1.1.3 | Определение виброперемещения нефтепроводов. Значение максимально допустимой амплитуды виброперемещения нефтепроводов не должно превышать 0,1 мм при частоте вибрации не более 50 Гц. Результаты измерения вибрации оформляются актом | |
| Периодическое техническое обследование (ревизия) | 1 раз в 8 лет3 | |
| Все операции периодического контроля, а также: | ||
| контроль сплошности изоляционного покрытия подземных | Выявление и фиксирование всех мест с нарушениями изоляционного покрытия нефтепроводов | |
| участков нефтепроводов путем измерения градиента потенциалов поверхности земли вдоль трассы трубопровода с помощью двух электродов сравнения; | ||
| выборочная шурфовка нефтепроводов не менее 6-и шурфов на НПС, с обязательным шурфом в наиболее коррозионно опасных местах: с нарушенной изоляцией, сниженным защитным потенциалом "труба-земля", с застойными и тупиковыми зонами, с пересечениями коммуникаций, с отводами и тройниками. Шурфовка нефтепровода осуществляется с выборкой грунта глубже нижней образующей не менее чем на 200 мм и не менее 1 м по длине трубопровода. Участки нефтепровода, имеющие повреждения изоляционного покрытия очищаются от изоляции, ржавчины; | Определение дефектов коррозионного поражения и потерь толщины стенок от коррозии измерением толщины стенки и визуально-измерительным контролем. Потеря толщины стенки нефтепровода на 20 % и более от проектного значения считается недопустимым | |
| акустико-эмиссионный контроль нефтепроводов в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [ 11 ]; | Выявление зон с источниками акустических сигналов II, III, IV класса | |
| оценка напряженно-деформированного состояния (магнитометрический контроль), визуально-измерительный контроль ультразвуковой, капиллярный (магнитопорошковый) контроль, измерение толщины стенок в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [ 11 ] в местах с механическими и коррозионными повреждениями, соединениями с патрубками насосов, с нарушенным антикоррозионным покрытием и изоляцией и зон с акустическими сигналами II, III, IV класса; | Оценка результатов контроля проводится в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [ 11 ]. Если по результатам акустико-эмиссионного и неразрушающего контроля на нефтепроводах не выявлены дефекты ПОР и ДПР, то эти нефтепроводы считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации и гидравлическим испытаниям не подвергаются. | |
| дополнительная шурфовка на таком же технологическом нефтепроводе, на котором был обнаружен ДПР или дефект ПОР, при обнаружении на нефтепроводе ДПР или дефектов ПОР. | Выявление по результатам контроля нефтепроводов дефектов, подлежащих ремонту, которые должны быть устранены в соответствии с требованиями РД 153-39.4-067-04 [ 12 ]. | |
| Примечания 1 Контроль (технический осмотр) нефтепроводов проводится: - дежурным персоналом НПС - 1 раз в смену (осматриваются наружные участки трубопроводов, доступные для визуального контроля; места соединения патрубков оборудования с технологическими трубопроводами; участки, на которых имеются временные ремонтные конструкции, а также ненормативные соединительные детали и приварные элементы; места установки приборов); - начальником (мастером) ЛЭС - ежедневно (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение недели); - заместителем начальника НПС - 1 раз в неделю (при каждом обходе осматриваются отдельные участки трубопроводов, а вся протяженность трубопроводов должна быть осмотрена в течение месяца); - начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС. 2 Периодический контроль проводится 2 раза в год с интервалом по времени не менее 4 месяцев: перед проведением ТР и при подготовке к осенне-зимнему периоду эксплуатации. 3 Периодичность технического обследования (ревизии) 8 лет принята согласно ПБ 03-585-03 [ 13 ]. |
Таблица 8.2 - Типовой объем работ по техническому обслуживанию, ремонту технологических и вспомогательных нефтепроводов
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Наименование работ | Периодичность выполнения работ | ||
| ТО | ТР | КР | |
| 1 раз в месяц | 1 раз в год | После 30 лет эксплуатации по результатам обследования и аттестации1 | |
| Восстановление мест с повреждениями защитного покрытия надземных участков нефтепроводов | + | + | + |
| Выявление и устранение неплотностей во фланцевых соединениях с техническими устройствами вспомогательных нефтепроводов и их мелкий ремонт | + | + | + |
| Проверка состояния колодцев, опор, подвесок, фундаментов и их мелкий ремонт. Устранение трещин и повреждений в бетоне. Подтяжка креплений опор, подвесок, ремонт лестниц | + | + | + |
| Устранение коррозионных повреждений и выборочный ремонт изоляции подземных участков нефтепроводов | - | + | + |
| Ремонт дефектных участков нефтепровода с выполнением шлифовки, заварки, установки композитных, обжимных муфт в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-067-04 [ 12 ] по результатам периодических контролей. | - | + | + |
| Очистка колодцев от грязи и восстановление изоляции трубопроводов и оборудования в колодцах | - | + | + |
| Покраска наружных участков нефтепроводов | - | + | + |
| Ремонт опор, подвесок с заменой дефектных элементов конструкций | - | + | + |
| Ремонт с заменой отдельных элементов вспомогательных нефтепроводов; ремонт арматуры с заменой отдельных узлов и деталей | - | + | + |
| Ремонт средств электрохимзащиты подземных участков нефтепроводов; ремонт катодных станций, частичная замена кабельных линий и заземлителей | - | + | + |
| Вырезка и замена дефектных участков технологических и вспомогательных нефтепроводов по результатам обследования и аттестации | - | - | + |
| Гидравлические испытания водой в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-118-02 [ 14 ] участков нефтепроводов, на которых проводились ремонтные работы. | - | - | + |
| Замена изоляции подземных участков нефтепроводов протяженностью 50 м и более | - | - | + |
| Примечание - Срок проведения капитального ремонта нефтепроводов может быть изменен, если по результатам периодических контролей и ревизии обнаружены дефекты, устранение которых требует выполнения работ в объеме капитального ремонта. |
8.1.1.3 Измерение вертикальной и горизонтально-поперечной составляющих виброперемещения нефтепроводов проводится на приемной и нагнетательной линиях магистральных и горизонтальных подпорных насосных агрегатов и на нагнетательной линии вертикальных подпорных насосных агрегатов.
|
|
|
Вертикальная составляющая виброперемещения измеряется в верхней части надземных участков нефтепроводов, отходящих от патрубков насосов в зоне сварного шва с отводом, горизонтально-поперечная - со смещением на 90° от места измерения вертикальной составляющей.
При расположении отвода на расстоянии более 20 Дн, (где Дн - наружный диаметр трубопровода) от патрубка насоса или прокладке нефтепровода на фундаменте (опоре) на расстоянии более указанного, дополнительно осуществляется измерение вертикальной и горизонтально-поперечной составляющих виброперемещения на середине участка нефтепровода между отводом (фундаментом, опорой) и патрубком насоса.
8.1.1.4 Участки нефтепроводов, на которых выполнялись ремонтные работы по устранению дефектов, должны быть подвергнуты гидравлическим испытаниям водой в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-118-02 [ 14 ].
8.1.1.5 Если на отремонтированном участке нефтепровода при проведении гидравлических испытаний произошло разрушение, то нефтепровод освобождается от воды, определяются границы дефектного участка, который должен быть вырезан. На место дефектного участка врезается труба (катушка), которая должна быть предварительно испытана в соответствии с РД 153-39.4Р-145-2003 [ 11 ]. Сварные швы должны быть продиагностированы радиографическим методом контроля. После этого отремонтированный участок нефтепровода должен быть подвергнут повторному гидравлическому испытанию. Если после этого произошло повторное разрушение испытуемого участка, он должен быть полностью заменен.
8.1.1.6 Капитальный ремонт нефтепроводов осуществляется в соответствии с требованиями РД 39-00147105-015-98 [ 15 ] на основании проекта, утвержденного главным инженером ОАО МН.
|
|
|
