Hujjat nomi
ПРАВИЛА ПО ХРАНЕНИЮ, ТРАНСПОРТИРОВКЕ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
 To`liq ro'yxatga qaytish
Hujjat turiQoidalar
Hujjatni qabul qiluvchi tashkilotO`zbekiston Respublikasi Vazirlar Mahkamasi huzuridagi Yer qarini geologik o`rganish, sanoatda, konchilikda va kommunal-maishiy sektorda ishlarning bexatar olib borilishini nazorat qilish davlat inspektsiyasi (Sanoatgeokontexnazorat)
Hujjat muallifiO`zbekiston Respublikasi Vazirlar Mahkamasi huzuridagi Yer qarini geologik o`rganish, sanoatda, konchilikda va kommunal-maishiy sektorda ishlarning bexatar olib borilishini nazorat qilish davlat inspektsiyasi (Sanoatgeokontexnazorat)
Muhokama boshlanishi (sana)2016-07-12 15:26:23
Muhokama yakunlanishi (sana)2016-07-27 00:00:00
Hujjat ko'rinishiNHH loyihasi
Hujjatning joriy holatiMuhokama yakunlangan

ПРАВИЛА

ПО ХРАНЕНИЮ, ТРАНСПОРТИРОВКЕ НЕФТИ

И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

СОДЕРЖАНИЕ

ПРЕАМБУЛА

ГЛАВА 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

§ 1. Основные понятия

§ 2. Область применения

ГЛАВА 2. СБОР, ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗОВОГО

КОНДЕНСАТА И ИХ ТРАНСПОРТИРОВКА

ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ТРУБОПРОВОДАМ

§ 1. Общие требования к эксплуатации объектов сбора и подготовки

нефти и газового конденсата

§ 2. Сбор и подготовка нефти на нефтяных месторождениях

§ 3. Сбор и подготовка газового конденсата на газоконденсатных

месторождениях

§ 4. Эксплуатация технологических трубопроводов

ГЛАВА 3. ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

§ 1. Условия хранения нефти и газового конденсата

§ 2. Режим эксплуатации резервуаров

§ 3. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров

ГЛАВА 4. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

§ 1. Измерение количества нефти и газового конденсата

§ 2. Контроль качества нефти и газового конденсата

ГЛАВА 5. ОТПУСК И ПРИЕМ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

§ 1. Общие правила отпуска и приема нефти и газового конденсата

§ 2. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемы

по магистральным трубопроводам

§ 3. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемы

в автоцистернах

§ 4. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемы

в железнодорожных цистернах

ГЛАВА 6. ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ

НЕФТЕПРОВОДУ

§ 1. Общие положения

§ 2. Режим перекачки

§ 3. Последовательная перекачка

§ 4. Техническое обслуживание и ремонт магистрального

нефтепровода

ГЛАВА 7. ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ КОНДЕНСАТОПРОВОДУ

§ 1. Общие положения

§ 2. Режимы перекачки газового конденсата по магистральному

конденсатопроводу

§ 3. Техническое обслуживание и ремонт магистрального

конденсатопровода

ГЛАВА 8. ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ И ГАЗОВОГО

КОНДЕНСАТА АВТОМОБИЛЬНЫМ И

ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫМ ТРАНСПОРТОМ

§ 1. Транспортировка нефти и газового конденсата автомобильным

транспортом

§ 2. Транспортировка нефти и газового конденсата железнодорожным

транспортом

ГЛАВА 9. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

§ 1. Организация работ по защите сооружений от коррозии

§ 2. Защита резервуаров от коррозии

§ 3. Защита магистральных трубопроводов от коррозии

ГЛАВА 10. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ТРУДА,

ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ

СРЕДЫ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

§ 1. Техника безопасности и охрана труда

§ 2. Пожарная безопасность

§ 3. Техника безопасности и пожарная безопасность при эксплуатации

сливно-наливных пунктов (эстакад) нефти и газового конденсата

§ 4. Техника безопасности и пожарная безопасность при эксплуатации

насосных станций, насосов для перекачки нефти и газового

конденсата

§ 5. Молниезащита и защита от статического электричества

§ 4. Охрана окружающей среды

§ 5. Промышленная безопасность

ПРЕАМБУЛА

Правила по хранению, транспортировке нефти и газового конденсата

(далее - Правила) подготовлены в соответствии с Законами Республики Узбекистан

«О рациональном использовании энергии» от 25.04.1997 г. № 412-I, «О промышленной

безопасности опасных производственных объектов» от 28.09.2006 г. № ЗРУ-57,

«Об охране природы» от 09.12.1992 г. № 754-ХII, «О пожарной безопасности»

от 30.09.2009 г. № ЗРУ-226, «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения»

от 26.08.2015 г. № ЗРУ-393 и другими законодательными и нормативно-правовыми

актами.

ГЛАВА 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

§ 1. Основные понятия

§ 2. Область применения

§ 1. Основные понятия

1. В настоящих Правилах применяются следующие понятия:

нефть - маслянистая жидкость, представляющая собой смесь углеводородов

метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью сернистых, азотистых

и кислородных соединений;

газовый конденсат - природная смесь в основном легких углеводородных

соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии и переходящих в жидкую

фазу, при снижении давления, ниже давления конденсации;

технологический трубопровод - трубопровод в пределах промышленного

предприятия, по которому транспортируется нефть, газовый конденсат или другие

вещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию

оборудования;

резервуар – емкость, предназначенная для хранения, приема, откачки и измерения

объема нефти или газового конденсата;

резервуарный парк – группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема,

хранения и откачки нефти или газового конденсата и размещенных на территории,

ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных

резервуарах и дорогами или противопожарными проездами – при подземных резервуаров;

магистральный нефтепровод – трубопровод, предназначенный для перекачки

нефти;

магистральный конденсатопровод – трубопровод, предназначенный

для перекачки газового конденсата;

арбитражный анализ - анализ, который проводится в нейтральных (арбитражных)

лабораториях или по согласованию сторон в ведомственных лабораториях;

некондиционное сырье - сырье, не соответствующее требованиям нормативного

документа;

поставщик (грузоотправитель) – собственник или уполномоченное им лицо,

осуществляющее поставку (продажу) нефти или газового конденсата получателю;

получатель (грузополучатель) - юридическое лицо, приобретающее нефть

или газовый конденсат у поставщика для использования по назначению;

показатель качества - количественная характеристика одного или нескольких

свойств сырья, составляющих его качество, рассматриваемая применительно

к определенным условиям ее создания и эксплуатации или потребления;

нефтешлам - физико-химическая система, состоящая из множества компонентов,

основные компоненты нефтяного шлама – это жидкие углеводороды, механические

примеси, оксид железа и вода;

утилизация - извлечение из отходов ценных компонентов или использование

отходов в качестве вторичного сырья и других целей.

§ 2. Область применения

2. Настоящие Правила устанавливают:

а) правила по эксплуатации объектов сбора и подготовки нефти и газового

конденсата;

б) правила эксплуатации объектов хранения нефти и газового конденсата;

в) основные положения метрологического обеспечения измерения количества нефти

и газового конденсата;

г) основные требования по обеспечению контроля качества нефти и газового

конденсата;

д) порядок отпуска и транспортировки нефти и газового конденсата;

е) меры по обеспечению защиты технологического оборудования от коррозии;

ж) меры по обеспечению безопасного функционирования технологического

оборудования;

з) основные требования по охране окружающей среды.

3. Правила обязательны и распространяются на организации и предприятия

нефтегазовой отрасли, расположенные на территории Республики Узбекистан (далее -

предприятие), независимо от ведомственной подчиненности, вида хозяйственной

деятельности и форм собственности, деятельность которых связана со сбором,

подготовкой, хранением, отпуском и транспортировкой нефти и газового конденсата.

ГЛАВА 2. СБОР, ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

И ИХ ТРАНСПОРТИРОВКА ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ТРУБОПРОВОДАМ

§ 1. Общие требования к эксплуатации объектов сбора и подготовки нефти и

газового конденсата

§ 2. Сбор и подготовка нефти на нефтяных месторождениях

§ 3. Сбор и подготовка газового конденсата на газоконденсатных месторождениях

§ 4. Эксплуатация технологических трубопроводов

§ 1. Общие требования к эксплуатации объектов сбора и

подготовки нефти и газового конденсата

4. Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти и газового

конденсата, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места

размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны

учитываться в проектах обустройства промысла и обеспечивать безопасность

обслуживающего персонала и населения.

5. Оборудование для сбора нефти и газового конденсата должно удовлетворять

требованиям нормативных документов на их изготовление, монтироваться в соответствии

с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать

сохранность сырья.

6. Оборудование должно оснащаться приборами контроля (с выводом показаний

на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

7. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры,

установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке

в соответствии с утвержденным графиком.

8. Сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением

0,07 MPa и выше, следует вводить в эксплуатацию и эксплуатировать в соответствии

с требованиями нормативных документов, регламентирующих правила устройства

и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

9. На объектах сбора и подготовки нефти и газового конденсат должна быть

технологическая схема, утвержденная руководителем организации по производственным

вопросам, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью

соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме.

10. Ведение технологического процесса сбора и подготовки нефти и газового

конденсата должно осуществляться в соответствии с технологическими регламентами,

разработанными и утвержденными в порядке, установленном ведомственными

нормативными документами.

11. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное

оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии

нормативно-технической и проектной документации, согласованной с организацией -

разработчиком технологического процесса и проектной организацией - разработчиком

проекта.

Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия

утвержденного проекта не допускаются.

§ 2. Сбор и подготовка нефти на нефтяных месторождениях

12. На нефтяных промыслах применяется централизованная схема сбора

и подготовки нефти. Сбор нефти производят от группы скважин в резервуары сборного

пункта.

В ряде случаев организовывается один центральный пункт сбора на несколько

месторождений с размещением его на наиболее крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях сооружаются комплексные сборные пункты, где частично

производится первичная подготовка добываемой жидкости.

13. Количество поступившей от каждой скважины нефти измеряется

индивидуальными, или групповыми замерными установками, или передвижными

(мобильными) замерными емкостями.

14. Установка подготовки нефти должна обеспечивать весь комплекс

технологических операций по доведению степени ее подготовки в соответствии

с требованиями O΄z DSt 3032:2015 «Нефть, поставляемая на нефтеперерабатывающие

заводы. Общие технические условия» или нормативного документа, регламентирующего

требования к качеству нефти, предназначенной для использования при дорожном

строительстве.

15. Процесс подготовки нефти должен включать в себя следующие этапы –

дегазация, обезвоживание, обессоливание и освобождение от механических примесей.

16. Дегазация проводится в вертикальных и горизонтальных сепараторах

для отделения газа от нефти.

17. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие

технологические процессы: гравитационный отстой нефти; горячий отстой нефти;

химические и термохимические методы; электрообессоливание и электрообезвоживание

нефти.

Частицы механических примесей удаляются из нефти в процессе отстоя.

18. Сточные воды, отделенные от нефти необходимо очищать от механических

примесей, капель нефти и только после этого закачивать в продуктивные пласты.

19. Подготовленная товарная нефть направляется в резервуарные парки

для дальнейшей транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы.

§ 3. Сбор и подготовка газового конденсата на газоконденсатных

месторождениях

20. На газоконденсатных месторождениях применяют несколько схем сбора

газового конденсата: линейную, кольцевую и групповую.

Выбор схемы сбора газового конденсата необходимо осуществлять в зависимости от

следующих условий:

геологическая характеристика месторождения;

состав и свойства добываемой продукции скважин;

способ подготовки газового конденсата к транспортировке;

требования потребителя и др.

21. На газоконденсатных месторождениях замер объема продукции каждой

скважины и частичное отделение воды от газового конденсата выполняют на установках

предварительной подготовки газа.

22. Для отделения воды от газового конденсата при промысловой подготовке газа

применяют три технологических процесса: низкотемпературную сепарацию,

абсорбционную сушку и адсорбционную сушку. Область применения каждого

технологического процесса определяется конкретными условиями газоконденсатного

месторождения.

23. При использовании любой технологической установки промысловый сбор

газового конденсата должен осуществляться по герметичной системе

конденсатопроводов.

24. Нестабильный газовый конденсат, выделенный на установках подготовки газа,

должен транспортироваться на установку подготовки конденсата или

на газоперерабатывающий завод с максимальным использованием давления системы.

25. Получаемый на установках подготовки стабильный газовый конденсат, должен

соответствовать требованиям O΄z DSt 2978:2015 «Конденсат газовый стабильный.

Технические условия».

26. Газовый конденсат с установок подготовки конденсата подается в сборный

резервуарный пункт, а затем направляется на нефтеперерабатывающие и газохимические

заводы.

§ 4. Эксплуатация технологических трубопроводов

27. В состав технологических трубопроводов входят: собственно трубопроводы,

соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая, предохранительная

арматура, узлы учета и контроля.

28. Границы технологических трубопроводов определяются входными

и выходными задвижками объектов эксплуатирующего предприятия.

29. Размещение и способ прокладки технологических трубопроводов должны

обеспечивать возможность наблюдения за техническим состоянием трубопровода,

безопасность его эксплуатации, проведение монтажных и ремонтных работ

с применением средств механизации.

30. Монтаж и испытания технологических трубопроводов проводятся согласно

проекту и в соответствии с КМК 3.05.05-98 «Технологическое оборудование

и технологические трубопроводы».

При монтаже и ремонте технологических трубопроводов необходимо применять

фасонные детали и элементы только заводского изготовления.

31. Все технологические трубопроводы, имеющие в зоне обслуживания

температуру стенок выше 45 °С (60 °С для открытых площадок), должны быть защищены

тепловой изоляцией.

32. Все технологические трубопроводы должны подвергаться очистке, испытанию

на прочность перед пуском их в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного

со сваркой, разборкой; после консервации или простоя более одного года; в случае

изменения технологического процесса, а также периодически в сроки, приуроченные

ко времени проведения ревизии трубопровода.

33. При эксплуатации, ревизии и ремонте технологических трубопроводов

необходимо руководствоваться нормативными документами по эксплуатации и ремонту

технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МРа.

34. На технологические трубопроводы ведется следующая техническая

документация:

а) паспорт трубопровода, к которому прилагают схему трубопровода с указанием

на ней условного диаметра, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода,

мест установки арматуры, фланцев, заглушек, спускных, продувочных и дренажных

устройств, сварных стыков, контрольных засверловок и их нумерации;

б) эксплуатационный журнал технологических трубопроводов;

в) удостоверение о качестве ремонта трубопровода;

г) журнал сварочных работ на ремонт трубопровода;

д) акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода;

е) акты на ремонт и испытание арматуры;

ж) перечень технологических трубопроводов по установке;

з) акт испытания технологических трубопроводов на прочность и плотность;

и) журнал установки–снятия заглушек;

к) журнал результатов проверки знаний сварщиков;

л) журнал термической обработки сварных соединений трубопровода;

м) график периодических осмотров и ревизии технологических трубопроводов;

н) заключение о качестве сварных стыков;

п) документация на предохранительные клапана.

Указанная техническая документация вместе с паспортом хранится у лица,

ответственного за безопасную эксплуатацию трубопровода.

35. Опознавательная окраска трубопроводов выполняется в соответствии

с требованиями ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий.

Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки».

36. Трубопроводная арматура должна быть рассчитана на максимальное рабочее

давление и предельные температуры. Тип ее при замене или установке в процессе

эксплуатации должен соответствовать проекту.

По своему назначению трубопроводная арматура подразделяется на следующие

типы:

а) запорную, предназначенную для периодических отключений управления

потоками транспортируемой среды, предотвращения движения среды в сторону,

противоположную рабочему потоку;

б) предохранительную, предназначенную для предупреждения возможного

повышения давления выше допустимого;

в) регулирующую, предназначенную для поддержания заданных параметров

перекачиваемой среды.

Вся арматура, установленная на трубопроводах и оборудованиях, должна иметь:

а) товарный знак завода-изготовителя;

б) обозначения условного давления и диаметра условного прохода;

в) стрелку, показывающую направление потока среды;

г) указатели открытия и закрытия;

д) специальные манометры для измерения давления уплотнительной смазки;

е) отличительную окраску в зависимости от материала корпуса (кроме приводных

устройств);

ж) нумерацию согласно технологической схеме.

Арматура совместно с трубопроводом должна пройти испытания на прочность

и проверку на герметичность.

37. По каждой технологической установке должны быть составлены и вывешены

на рабочем месте схемы трубопроводов с обозначением всех запорных, регулирующих

и предохранительных устройств, систем продувки шлейфов и коллекторов. На схеме

указываются направления потоков жидкости в трубопроводах, а также их пропускная

способность.

38. В период эксплуатации трубопроводов должно осуществляться постоянное

и тщательное наблюдение за состоянием наружной поверхности трубопроводов

и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры, антикоррозийной защиты

и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и др.).

Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза

в смену.

Надзор за правильной эксплуатацией трубопроводов ежедневно осуществляет лицо,

ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов, периодически - служба

технического надзора совместно с руководством соответствующего производственного

подразделения и лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов,

не реже одного раза в год.

Линейная часть шлейфов, коллекторов и трубопроводов в процессе их эксплуатации

подлежит контролю путем обхода или объезда не реже 1 раз в месяц (визуально).

39. Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией

технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится

службой технического надзора совместно с механиками, начальниками установок

(производств).

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода

и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Периодичность ревизии, число вскрываемых участков и способы измерения толщин

трубопроводов, в зависимости от его состояния и условий эксплуатации, устанавливаются

графиком, утвержденным техническим руководителем.

Ревизия трубопроводов может быть приурочена к планово–предупредительному

ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.

40. Арматура технологических трубопроводов – наиболее ответственный элемент

коммуникаций, поэтому на предприятиях должны быть приняты необходимые меры

по организации постоянного и тщательного надзора за исправностью арматуры, а также

за своевременным и высококачественным проведением ревизии и ремонта.

41. На предприятии, в целях ликвидации аварий, должен быть предусмотрен

аварийный запас труб, стальной трубопроводной арматуры, соединительных деталей

и монтажных заготовок и др.

Марки и толщины стенок труб аварийного запаса должны соответствовать

аналогичным параметрам труб, заложенных при строительстве. На их поверхности

должна быть нанесена несмываемой краской маркировка в соответствии с сертификатами

на трубы.

Пункты хранения аварийного запаса находятся в местах, удобных для подъезда,

погрузки и выгрузки.

Осмотр аварийного запаса труб производится не реже двух раз в год. При этом

необходимо выполнять ремонт стеллажей, очистку и смазку торцов труб, защиту

от коррозии. Результаты профилактических работ отмечаются в специальном журнале.

ГЛАВА 3. ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

§ 1. Условия хранения нефти и газового конденсата

§ 2. Режим эксплуатации резервуаров

§ 3. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров

§ 1. Условия хранения нефти и газового конденсата

42. Нефть и газовый конденсат должны храниться в отдельных, предназначенных

для них исправных резервуарах, исключающих попадание в них атмосферных осадков

и пыли.

43. Территория, сооружения, здания и другие объекты резервуарного парка должны

отвечать требованиям КМК 2.09.19-97 «Склады нефти и нефтепродуктов».

Резервуары, применяемые для хранения нефти и газового конденсата, должны

соответствовать требованиям ГОСТ 31385-2008 «Резервуары вертикальные

цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия»,

ГОСТ 17032-2010 «Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов.

Технические условия».

44. Резервуарный парк должен иметь технологическую схему, в которой

указывается расположение резервуаров, насосных установок, технологических

трубопроводов, арматуры с их обозначением и нумерацией.

К схеме прикладывается таблица управления арматурой. Технологическая схема

должна находиться на рабочем месте.

45. Эксплуатация резервуаров для хранения нефти и газового конденсата должна

осуществляться в соответствии с правилами и нормами в области технической

эксплуатации стальных резервуаров.

Эксплуатация резервуаров для хранения сернистой нефти должна осуществляться

в соответствии с требованиями инструкции по безопасной эксплуатации резервуаров для

хранения сернистых нефти и нефтепродуктов.

46. Каждый действующий резервуар для хранения нефти или газового конденсата

должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования,

предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии.

Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

47. Нефть и газовый конденсат хранят в резервуарах, имеющих внутреннее

антикоррозионное покрытие, стойкое к воздействию хранимого сырья, подтоварной воды,

пара (горячей воды) и удовлетворяющее требованиям электростатической

искробезопасности.

К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров

с нефтью и газовым конденсатом от коррозии относят нанесение лакокрасочных

и металлизационных покрытий, применение электрохимической и катодной защиты,

а также использование ингибиторов коррозии.

48. Резервуары, применяемые для хранения нефти и газового конденсата, должны

подвергаться периодической зачистке в соответствии с ГОСТ 1510-84 «Нефть

и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение», а также

ведомственными нормативными документами.

Периодичность зачистки резервуаров определяется условиями сохранения качества

нефти, газового конденсата, надежной эксплуатацией резервуара и оборудования.

Зачистку необходимо проводить в целях:

обеспечения надежной эксплуатации резервуаров;

освобождения от пирофорных отложений, высоковязких остатков с наличием

минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

полного обследования и производства ремонта.

Работы по зачистке резервуаров могут выполнять ремонтные подразделения

эксплуатирующей организации, либо специализированные организации, имеющие

соответствующий допуск к проведению зачистных работ.

49. На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должна иметься следующая

эксплуатационная документация:

а) паспорт резервуара с актами на замену оборудования;

б) исполнительная документация на резервуар и на проведение ремонта;

в) схема нивелирования основания, акты, протоколы по нивелированию окрайки

днища, проводимой в процессе эксплуатации;

г) градуировочная таблица на резервуар;

д) технологическая карта эксплуатации резервуара;

е) журнал текущего обслуживания;

ж) журнал эксплуатации молниезащиты и защиты от статического электричества;

з) схема молниезащиты и защиты от статического электричества.

50. Технологическая карта эксплуатации резервуара должна отражать наиболее

вероятные условия его работы и обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней

информацией для оперативного принятия решений по управлению процессом перекачки.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров утверждается главным инженером

предприятия и пересматривается по мере необходимости.

51. Каждый действующий резервуар должен иметь порядковый номер, четко

написанный на корпусе согласно технологической карте и технологической схеме

резервуарного парка, при этом номер заглубленного резервуара должен быть указан

на специально установленной табличке.

52. Для хранения нефти и газового конденсата с целью сокращения потерь

от испарения, следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями

(плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.

Конкретное средство сокращения потерь выбирается в зависимости от условий

эксплуатации группы резервуаров.

53. Плавающие крыши устанавливаются в резервуарах, в которых отсутствует

стационарная крыша.

54. При эксплуатации резервуаров с плавающей крышей необходимо периодически

проверять герметичность отсеков крыши через специальные смотровые люки, следить

за состоянием и чистотой затворов, дыхательного клапана, направляющей трубы кожуха

пробоотборника и дренажной системы.

55. Газовой обвязкой объединяются резервуары, заполненные сырьем одинакового

химического состава.

56. Газовая обвязка может быть двух типов: с газосборником и без него. Газовая

обвязка без газосборника применяется на однотипных резервуарах при совпадении

операций закачки и выкачки сырья по времени и соответствии производительностей.

57. Застывающая нефть должна храниться в резервуарах, оборудованных

теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества сырья

и пожарную безопасность.

58. Температура подогрева нефти в резервуарах не должна превышать 90 °С

и должна быть ниже температуры вспышки сырья на 15 °С. Максимальная температура

сырья в резервуаре с металлическим понтоном должна быть принята согласно проекту.

59. При подготовке резервуаров к работе в зимних условиях и при температурах

ниже 0 С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную

и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные

пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы

и предохранить их от снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым сырьем и повернуть

в боковое положение.

60. Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резервуаров, обязан

обеспечить:

а) надежную и безопасную работу резервуаров;

б) разработку и внедрение мероприятий по охране окружающей среды;

в) организацию и своевременное проведение технической диагностики,

технического обслуживания и ремонта;

г) организацию обучения, инструктирование и периодическую проверку знаний

подчиненного персонала;

д) внедрение и освоение нового оборудования, осуществление автоматизации

и телемеханизации резервуаров;

е) наличие и своевременную проверку защитных средств и противопожарного

инвентаря.

§ 2. Режим эксплуатации резервуаров

61. Заполнение и опорожнение резервуаров должны проводиться в пределах

параметров, установленных технологической картой.

62. Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара,

оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными

патрубками, должна быть установлена с учетом максимально возможного расхода через

них паровоздушной смеси.

При этом расход паровоздушной смеси (воздуха) через все дыхательные клапаны

или вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями, установленные

на резервуаре, не должен превышать 85 % от их суммарной проектной пропускной

способности.

Пропускную способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями

следует принимать по пропускной способности огневых предохранителей

соответствующего диаметра.

При необходимости увеличения подачи или откачки сырья из резервуаров следует

привести пропускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новыми

условиями.

63. Заполнение резервуара с плавающей крышей и резервуара с понтоном условно

делится на два периода:

первый период – от начала заполнения до всплытия плавающей крыши (понтона);

второй период – от момента всплытия плавающей крыши (понтона)

до максимальной рабочей высоты налива.

Скорость подъема плавающей крыши или понтона в резервуаре от момента

всплытия до окончания заполнения не должна превышать величины, указанной в проекте.

64. Опорожнение резервуаров с плавающей крышей или понтоном условно делится

на 2 периода:

а) первый период – от начала опорожнения до посадки плавающей крыши

(понтона) на опоры. Опорожнение резервуара производиться со скоростью опускания

плавающей крыши (понтона), предусмотренной проектом;

б) второй период – от посадки плавающей крыши или понтона на опоры

до минимально допустимого остатка в резервуаре. Производительность опорожнения

во втором периоде не должна превышать суммарной пропускной способности огневых

предохранителей во избежание смятия днища плавающей крыши или понтона.

65. Эксплуатации резервуаров в нормальном режиме соответствуют второй период

заполнения и первый период опорожнения.

66. При приеме нефти или газового конденсата последовательно в несколько

резервуаров необходимо проверить техническое состояние резервуаров и трубопроводов,

открыть задвижку у резервуара, в который будет приниматься сырье, после этого закрыть

задвижку резервуара, в который принималось сырье. Одновременное автоматическое

переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты

трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня

в резервуаре.

67. В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться следующие

величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте

или по результатам технической диагностики):

а) во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве

должно быть не более 2 kPa, вакуум – не более 0,25 kPa;

б) предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление 2,3 kPa

и вакуум 0,4 kPa.

На резервуарах с понтоном (плавающей крышей) при огневых предохранителях

и вентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 kPa.

68. Максимально допустимый уровень сырья при заполнении резервуара

устанавливается с учетом высоты монтажа пенокамеры, а в резервуарах с понтоном –

пенокамеры и понтона, а также запаса емкости на возможное объемное расширение сырья

и прием его в течение времени передачи соответствующих распоряжений и отключения

резервуара.

69. Для резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих

коррозионный износ и другие дефекты несущих элементов стенки, максимально

допустимый уровень сырья устанавливается по результатам технического

диагностирования состояния резервуара.

70. Минимально допустимым уровнем сырья в резервуаре является минимальный

уровень, при котором предотвращаются кавитация в системе «резервуар – насос»

и воронкообразование в резервуаре.

Расчетный минимально допустимый уровень должен быть выше минимально

допустимого уровня на величину, необходимую для устойчивой работы откачивающих

агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке

агрегатов и отключения резервуаров.

71. Минимально допустимый уровень сырья в резервуаре с понтоном (плавающей

крышей) устанавливается исходя из условия нахождения понтона (плавающей крыши)

на плаву.

§ 3. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров

72. Для поддержания резервуарных парков и отдельных резервуаров

в работоспособном состоянии, в период между капитальными ремонтами, должны

проводиться их своевременное техническое обслуживание и текущий ремонт.

Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров осуществляются силами

и средствами эксплуатирующих предприятий.

73. Техническое обслуживание резервуара заключается в периодическом осмотре,

плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по резервуарам,

их оборудованию, приборам и системам, а также по трубопроводам обвязки резервуаров,

системе пожаротушения резервуарного парка.

74. Техническое обслуживание проводится согласно инструкциям заводов-

изготовителей, руководящим документам и инструкциям по эксплуатации резервуаров,

оборудования, приборов, систем, разработанным с учетом конкретных условий

предприятия.

75. Обход и осмотр резервуаров должен осуществляться по графику и инструкциям,

утвержденным главным инженером предприятия, с записью в журнале осмотров

и ремонта резервуаров и отметкой об устранении недостатков:

а) ежедневно – обслуживающим персоналом в соответствии с должностными

инструкциями;

б) еженедельно – лицом, ответственным за эксплуатацию;

в) ежемесячно – руководством объекта;

г) ежеквартально, выборочно – комиссией производственного контроля

структурного подразделения;

д) выборочно – комиссией производственного контроля предприятия (но не реже

одного раза в год).

е) по результатам комиссионного осмотра резервуарного парка составляются акты

с отражением в них выявленных недостатков.

76. При вступлении на дежурство старший по смене должен осмотреть резервуары.

О замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара,

переливе и т. д.) необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным

принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного

оборудования и арматуры резервуаров.

77. Осмотр и техническое обслуживание резервуаров должны проводиться

в соответствии с картами технического обслуживания.

При осмотре резервуара необходимо обратить внимание на:

а) утечки сырья;

б) образование трещин по сварным швам и основному металлу;

в) появление вмятин;

г) неравномерную осадку резервуара.

78. В резервуарах со стационарной крышей (без понтона) необходимо

контролировать избыточное давление, его соответствие установленному (допустимому).

Для резервуаров, находящихся в эксплуатации длительное время, могут быть уменьшены

избыточное рабочее и максимальное давление и вакуум по сравнению с проектными

на величину, определяемую на основе результатов диагностирования состояния

резервуара.

79. Визуальный осмотр поверхности понтона должен проводиться в верхнем его

положении через световой люк. При осмотре необходимо проверить наличие

или отсутствие неплотностей или сырья на ковре понтона и в открытых коробах.

80. Плавающую крышу необходимо осматривать с верхней кольцевой площадки.

При осмотре необходимо проверить положение плавающей крыши, ее горизонтальность,

отсутствие сырья в центральной части плавающей крыши, зимой – наличие снега

на плавающей крыше, состояние защитных щитков кольцевого уплотняющего затвора,

положение задвижки системы водоспуска.

81. При техническом обслуживании резервуара с плавающей крышей следует

проверить состояние катучей лестницы, погружение плавающей крыши, проверить

отсутствие сырья в коробах и в отсеках между ними, техническое состояние затвора и его

элементов, ливнеприемника.

82. Для удобства обслуживания следует каждому коробу плавающей крыши

присвоить порядковый номер, написать несмываемой краской, начиная с короба,

расположенного над приемо-раздаточным патрубком, и далее по часовой стрелке.

83. Предусматриваются следующие виды работ, выполняемых при ремонте

резервуара:

а) текущем – работы осуществляются без освобождения резервуара от нефти или

газового конденсата (ремонт кровли, верхних поясов стенки с применением эпоксидных

соединений; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара,

и т.п.);

б) среднем – работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара с соблюдением

правил техники безопасности и пожарной безопасности (установка отдельных

металлических накладок с применением сварочных работ; ремонт трещин и швов, ремонт

или замена оборудования);

в) капитальном – работы, предусмотренные средним ремонтом, и работы

по частичной или полной замене дефектных частей стенки, днища, покрытия, плавающей

крыши (понтона) и оборудования.

84. Ремонт резервуаров осуществляется в соответствии с графиком, утвержденным

руководителем предприятия по производству.

Периодичность каждого вида ремонта устанавливают в зависимости от фактической

скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации

в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.

85. Ответственность за организацию и осуществление технического обслуживания

и текущего ремонта резервуаров и оборудования, установленного на резервуаре

и в резервуарном парке, несет должностное лицо (специалист), на которое возложены

функции по содержанию и обслуживанию резервуаров.

ГЛАВА 4. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТИ И

ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

§ 1. Измерение количества нефти и газового конденсата

§ 2. Контроль качества нефти и газового конденсата

§ 1. Измерение количества нефти и газового конденсата

86. Массы нефти и газового конденсата определяются при оперативных измерениях,

приемосдаточных операциях и инвентаризации.

87. Все применяемые средства измерения количества нефти и газового конденсата

должны отвечать требованиям O’z DSt 8.031:2008 «Государственная система обеспечения

единства измерений Республики Узбекистан. Топливо и энергия. Оснащение приборами

учета и их эксплуатация».

88. Метрологический контроль средств измерений должен осуществляться

в соответствии с требованиями O'z DSt 8.002:2009 «Государственная система обеспечения

единства измерений Республики Узбекистан. Метрологический контроль и надзор.

Основные положения».

89. Все средства измерений должны быть поверены в соответствии с требованиями

O΄z DSt 8.003:2005 «Государственная система обеспечения единства измерений

Республики Узбекистан. Поверка средств измерений. Основные положения» и иметь

действующие свидетельства о поверке, оттиски поверительного клейма.

90. Масса нефти и газового конденсата определяется методами, установленными

ГОСТ 8.587-2006 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса

нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам измерения».

91. Массу нетто нефти или газового конденсата определяют как разность массы

брутто сырья и массы балласта (масса воды, солей и механических примесей).

92. Содержание воды в сырье определяют по ГОСТ 2477-65 «Нефть

и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», содержание хлористых солей

по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей»,

содержание механических примесей по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и

присадки. Метод определения механических примесей».

93. Измерения массы брутто нефти и газового конденсата проводят следующими

методами:

косвенным методом статических измерений;

прямым методом статических измерений;

прямым методом динамических измерений;

косвенным методом динамических измерений;

косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

94. Косвенный метод статических измерений, применяют для определения массы

нефти и газового конденсата в мерах вместимости, мерах полной вместимости

(резервуарах, калиброванных емкостях, железнодорожных цистернах, автоцистернах)

по объему и плотности с учетом температуры сырья.

95. Объем нефти или газового конденсата в резервуаре, определяется

по градуировочной таблице.

96. Товарные резервуары, железнодорожные цистерны, используемые при учетно-

расчетных операциях должны иметь градуировочные таблицы, составленные

и утвержденные Агентством «Узстандарт» или метрологической службой юридического

лица, аккредитованного в установленном порядке на право проведения поверки.

97. Объем нефти или газового конденсата в мерах полной вместимости

(автоцистернах, прицепах-цистернах, полуприцепах-цистернах) при полном наливе

принимают равным действительной вместимости меры, значение которой указано

в свидетельстве о поверке и на укрепленной на горловине автоцистерны маркировочной

табличке с оттиском поверительного клейма.

98. Измерение уровня товарной нефти или газового конденсата в резервуарах

производят после отстоя не менее двух часов с момента окончания заполнения при

установившемся уровне и отсутствии пены.

99. Уровень нефти или газового конденсата в резервуаре определяется

по показаниям стационарного уровнемера по ГОСТ 28725-90 «Приборы для измерения

уровня жидкостей и сыпучих материалов. Общие технические требования и методы

испытаний» и его эксплуатационной документации или вручную измерительной рулеткой

с лотом по ГОСТ 7502-98 «Рулетки измерительные металлические. Технические условия»

или метроштоком (по действующей нормативной документации на него).

Уровень нефти или газового конденсата в резервуарах допускается измерять

другими техническими средствами, допущенными к применению в установленном

порядке Агентством «Узстандарт».

100. Измерение уровня подтоварной воды производят при помощи

водочувствительной ленты или пасты, по показаниям стационарного уровнемера

или электронными средствами измерений.

101. Измерение уровня нефти или газового конденсата в железнодорожных

цистернах выполняют после отстоя не менее 20 минут.

102. Плотность нефти и газового конденсата в резервуарах и транспортных

средствах определяют по пробам, отобранным, согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть

и нефтепродукты. Методы отбора проб», в трубопроводах, кроме того, измеряют

автоматическими плотномерами.

103. Плотность нефти и газового конденсата определяется методами,

установленными ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения

плотности».

104. Массу брутто нефти и газового конденсата определяют умножением объема

на плотность. При наличии подтоварной воды необходимо из общего объема вычесть

объем подтоварной воды.

105. Прямой метод статических измерений применяется для определения массы

нефти или газового конденсата статическим взвешиванием или взвешиванием

в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения

на весах.

106. Взвешиваемые грузы должны соответствовать по массе грузоподъемности

весов. Не допускается взвешивать грузы массой, большей наибольшего предела

взвешивания весов.

107. Выбор грузоподъемности весов должен обеспечивать возможность взвешивания

максимальных для данного пункта масс сырья. Завышенная грузоподъемность весов

увеличивает погрешность взвешивания. Для снижения влияния внешних условий

на погрешность измерений весовые устройства защищаются от ветра и осадков

в соответствии с инструкцией завода – изготовителя.

108. При прямом методе статических измерений массу нефти или газового

конденсата определяют по результатам взвешивания на железнодорожных

и автомобильных весах по ГОСТ 29329-92 «Весы для статического взвешивания. Общие

технические требования» или по ГОСТ 30414-96 «Весы для взвешивания транспортных

средств в движении. Общие технические требования» железнодорожных

и автомобильных цистерн с сырьем и без него.

109. Масса брутто сырья определяется как разность между общей массой и массой

тары.

110. Прямой и косвенный методы динамических измерений применяются

для измерения массы нефти и газового конденсата в трубопроводах.

111. Прямой метод динамических измерений основан на использовании массовых

расходомеров, массовых дозаторов различных принципов действия и результат измерений

массы получают непосредственно.

112. При косвенном методе динамических измерений масса нефти или газового

конденсата определяется на основании результатов измерений плотности и объема сырья

в трубопроводе.

113. Массу нефти или газового конденсата, находящуюся в трубопроводе,

определяют как суммарную массу сырья на отдельных участках трубопровода.

114. Расчетные участки выбирают таким образом, чтобы разность давлений между

конечной и начальной точками участка не превышала 0,3 MPa.

115. Масса (брутто) сырья на отдельном участке трубопровода, определяется как

произведение геометрического объема внутренней полости или вместимости участка

трубопровода на среднее значение плотности сырья на данном участке.

116. Косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе, применяется для

измерения массы нефти и газового конденсата в мерах вместимости (резервуарах). Масса

сырья определяется как произведение гидростатического давления столба сырья и средней

площади поперечного сечения наполненной части резервуара, деленного на ускорение

силы тяжести.

117. Учет нефти и газового конденсата осуществляется в соответствии

с действующими национальными стандартами по бухгалтерскому учету

и ведомственными нормативными документами.

§ 2. Контроль качества нефти и газового конденсата

118. Контроль качества нефти и газового конденсата осуществляется при отпуске

в транспортные средства, при хранении, включая длительное, и при их приемке.

119. Качество товарной нефти должно соответствовать требованиям

O΄z DSt 3032:2015 «Нефть, поставляемая на нефтеперерабатывающие заводы. Общие

технические условия».

120. Конденсат газовый стабильный, подготовленной к поставке

на нефтеперерабатывающие и газохимические заводы, должен соответствовать

требованиям O΄z DSt 2978:2015 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия».

121. Контроль качества нефти и газового конденсата осуществляют по пробам,

отбираемым в соответствии с ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора

проб».

122. Контроль качества нефти и газового конденсата осуществляют лаборатории,

аккредитованные или аттестованные в установленном законодательством порядке.

123. Различают приемо-сдаточный, контрольный, полный (в объеме требований

нормативного документа на сырье) и арбитражный анализы.

124. Приемо-сдаточный анализ выполняют по пробам нефти и газового конденсата,

отобранным при приеме из транспортных средств (до слива), при отпуске (до отправления

транспортных средств).

Целью приемосдаточного анализа является установление соответствия по группе и

качеству (по основным показателям), поступившего сырья указанным в документах

отправителя (накладной и паспорте качества), а при отпуске - соответствие отпущенного в

транспортные средства за планированному к отгрузке сырья.

125. Контрольный анализ нефти и газового конденсата, отгружаемых

в транспортные средства, проводят не более чем за десять суток до дня отгрузки

и в течение двадцати четырех часов после налива в транспортные средства, при перекачке

сырья из одной цистерны в другую, определении качества сырья, налитых в тару, а также

после слива сырья в резервуар или долива в него в процессе хранения.

Контрольный анализ осуществляется с целью определения изменения качества

сырья.

126. Полный анализ качества (в объеме требований нормативных документов)

проводится при производстве товарных нефти и газового конденсата, после слива

прибывших нефти и газового конденсата в резервуар, а также в случае нарушения правил

погрузки, пломбирования, оформления документов на транспортные средства

и обнаружения несоответствия данных паспорта или контрольного анализа требованиям

стандартов.

Показатели полного анализа, указанные в паспорте качества на отгруженные нефть

или газовый конденсат, не должны иметь срок давности более двух месяцев (при

поступлении в данный резервуар). Полный анализ проводится также после

восстановления качества сырья, а также в случае необходимости установления качества

нефти и газового конденсата при отсутствии паспортов качества в

товаросопроводительных документах.

127. Арбитражный анализ проводится в нейтральных (арбитражных) лабораториях

или по согласованию сторон в ведомственных лабораториях.

128. Все операции по отбору проб, анализу качественных характеристик нефти и

газового конденсата отражают в соответствующих актах, журналах регистрации, формы

которых установлены ведомственными техническими нормами и правилами.

129. Пробы нефти и газового конденсата, находящихся в технологических

трубопроводах, отбирают через пробоотборные краны.

130. В случае смешения и порчи нефти или газового конденсата составляют акт

и принимают меры к восстановлению качества сырья по рекомендации лаборатории.

131. Качество нефти и газового конденсата, установленное анализом проб,

отбираемых при товарно-транспортных операциях и хранении, оформляется паспортом

качества.

ГЛАВА 5. ОТПУСК И ПРИЕМ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

§ 1. Общие правила отпуска и приема нефти и газового конденсата

§ 2. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемых по

магистральным трубопроводам

§ 3. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемых в

автоцистернах

§ 4. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемых в

железнодорожных цистернах

§ 1. Общие правила отпуска и приема нефти и газового конденсата

132. Поставщики отпускают, а получатели принимают нефть и газовый конденсат

по договорам поставки, в которых помимо указания прав, обязанностей и ответственности

обеих сторон должны оговариваться: пункты отпуска и приемки, необходимость

присутствия представителей обеих сторон, методы измерений количества сырья,

с указанием мест и метода отбора проб, пределов относительной погрешности метода

измерений, применения правил Инкотермс (франко-завод, франко-перевозчик и др.).

133. Отпуск и прием нефти и газового конденсата осуществляются путем перекачки

по магистральным трубопроводам, отгрузки железнодорожным, или автомобильным

транспортом, или сдачи нефти в резервуарах поставщика или покупателя. Способ отпуска

и приема нефти или газового конденсата предусматривается в договоре.

134. Железнодорожные и автомобильные сливно-наливные эстакады и другие

здания, сооружения должны отвечать требованиям КМК 2.09.19 «Склады нефти и

нефтепродуктов».

135. Не допускается отпуск нефти и газового конденсата в цистерны без

сопроводительных документов.

136. Отпуск и прием нефти и газового конденсата производятся партиями. Партией

считают любое количество однородного по показателям качества сырья, сопровождаемое

одним документом о качестве.

137. Количество принимаемого сырья определяется в единицах измерения,

оговариваемых в договорах поставки.

138. При отпуске и приеме нефти и газового конденсата должны использоваться

оборудование и средства измерений, допущенные к применению в порядке

установленном Агентством «Узстандарт», внесенные в Государственный реестр

и имеющие сертификаты поверки.

139. Способы определения массы нефти и газового конденсата в пунктах погрузки

(выгрузки) должны быть одинаковыми.

140. Нефть и газовый конденсат принимают по качеству в полном соответствии

с техническими условиями и особыми условиями поставки, инструкциями и другими

правилами, а также по сопроводительным документам, удостоверяющим качество

поставляемого сырья.

141. Отсутствие указанных сопроводительных документов или некоторых из них

не приостанавливает приемку. В этом случае сырье сливают в отдельный резервуар,

устанавливают его качество и составляют акт.

142. При обнаружении несоответствия качества, количества, маркировки,

поступивших нефти и газового конденсата требованиям технических условий

или данным, указанным в сопроводительных документах, грузополучатель

приостанавливает приемку и составляет акт, установленной формы.

Дальнейшие действия получателя осуществляются в порядке, установленном

ведомственными техническими нормами и правилами.

§ 2. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемых

по магистральным трубопроводам

143. К транспортированию по магистральному трубопроводу принимаются нефть

и газовый конденсат, по качеству отвечающие требованиям действующих нормативных

документов.

144. При отпуске нефти и газового конденсата по магистральному трубопроводу

учет отпущенного и принятого сырья ведется по согласованию сторон на конечном пункте

в резервуарах или по прибору, установленному на хозрасчетном замерном узле.

145. Результаты приемки сырья оформляются актом установленной формы.

146. По окончании приемки задвижки на трубопроводе пломбируются пломбами

предприятия-владельца трубопровода.

§ 3. Отпуск и прием нефти и газового конденсата,

транспортируемых в автоцистернах

147. Отпуск (налив) нефти или газового конденсата в автоцистерны производится

через системы автоматизированного налива, автоналивные эстакады и одиночные стояки,

а также с использованием специальных подвижных средств перекачки.

148. Нефть и газовый конденсат получателям доставляются централизованно -

спецтранспортом поставщика по договору или самовывозом.

149. Самовывозом нефть или газовый конденсат отпускаются в технически

исправную автоцистерну получателя, при предъявлении им доверенности. Доверенное

лицо получателя обязано сопровождать полученный груз.

150. Отпуск нефти или газового конденсата в автоцистерны осуществляют только

при наличии сертификата (паспорта) поверки.

151. Масса нефти или газового конденсата в автоцистерне определяется косвенным

методом статических измерений или прямым методом путем взвешивания

на автомобильных весах по ГОСТ 8.587-2006 «Государственная система обеспечения

единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам

измерения».

152. Автоцистерны, после налива нефти или газового конденсата, должны

пломбироваться в соответствии с действующими правилами перевозок, за исключением

тех случаев, когда сырье вывозится автотранспортом получателя (самовывозом).

153. Отпуск нефти и газового конденсата оформляется товарно-транспортной

накладной. Товарно-транспортная накладная оформляется в соответствии с Инструкцией

по изготовлению, учету, заполнению и обработке путевых листов, товарно-транспортных

накладных для грузовых автомобилей перевозчиков (рег. МЮ от 02.07.2004 г. № 1382).

154. К товарно-транспортной накладной прилагается документ, удостоверяющий

качество сырья, находящегося в резервуаре, из которого производится отпуск, с указанием

номера этого резервуара.

155. При приемке нефти и газового конденсата, поступивших в автоцистернах,

проверяется наличие и целостность пломб, техническое состояние автоцистерн,

определяется полнота заполнения цистерн и соответствие данным, указанным в товарно-

транспортной накладной, предъявленной водителем.

156. Нефть или газовый конденсат, поступившие автомобильным транспортом,

полностью сливаются из автоцистерн. После слива результаты замеров в резервуарах

регистрируют в журнале учета и приемку оформляют актом.

§ 4. Отпуск и прием нефти и газового конденсата, транспортируемых

в железнодорожных цистернах

157. Отпуск нефти или газового конденсата в железнодорожные цистерны

производят из резервуаров нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих предприятий.

158. Железнодорожные цистерны, подаваемые под налив нефти и газового

конденсата, должны быть исправны, очищены от ранее перевозимых продуктов, отвечать

требованиям ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка,

транспортирование и хранение» и иметь сертификат поверки.

Пригодность цистерн под налив нефти и газового конденсата определяется

грузоотправителем.

159. Налив нефти или газового конденсата в цистерны осуществляют до уровня

наполнения, предусмотренного установленными требованиями, не допуская перелива.

160. После окончания налива и определения массы налитого сырья, цистерны

пломбирует грузоотправитель.

161. Цистерны маркируют по ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка,

упаковка, транспортирование и хранение».

162. Отпуск и приемка нефти и газового конденсата, транспортируемых железнодо-

рожным транспортом, может проводиться маршрутами, отдельными партиями

и одиночными цистернами.

При отпуске массу нефти и газового конденсата в каждой цистерне (после отстоя

в течение не менее двадцати минут) определяет предприятие-отправитель.

163. При определении массы нефти и газового конденсата в каждой цистерне

косвенным методом статических измерений в накладной указывают тип цистерн,

наименование и группу (другие данные согласно классификации) сырья, плотность при

температуре измерения уровня, уровень (или объем), содержание балласта и массу

в каждой цистерне.

164. При определении массы нефти и газового конденсата взвешиванием

одиночных цистерн или груженого состава в накладной указывают наименование, группу

сырья в каждой цистерне, массу брутто, массу тары, массу балласта и массу нетто.

165. Отгружаемые нефть и газовый конденсат сопровождаются железнодорожной

накладной и документом, подтверждающим их качество (паспорт качества).

166. При перевозке нефти и газового конденсата маршрутами или партиями

по одной накладной, документ о качестве прикладывается в количестве не менее пяти

экземпляров (для использования в случае отцепки цистерн).

167. При приемке (сливе) нефти и газового конденсата лица, уполномоченные

на то руководством предприятия получателя (операторы):

получают сопроводительные транспортные документы (накладная, документ

о качестве) и проверяют правильность их оформления, включая дату доставки

по штемпелю;

проверяют техническое состояние цистерн, наличие пломб и оттисков на них,

исправность сливных приборов и устройств.

168. В случае отсутствия документов на поданные под выгрузку нефть или газовый

конденсат, или несоответствия фактической массы его в железнодорожных цистернах,

наименования сырья данным, указанным в накладной, порчи сырья составляется

соответствующий акт.

169. В случаях: утраты документов, приложенных грузоотправителем к накладной;

отсутствия пломб или нарушения оттиска пломбы (если в вагонном листе имеется отметка

о наложении пломб); простоя вагонов на станции назначения в ожидании подачи

под выгрузку, зависящем от грузополучателя, составляется соответствующий акт.

170. Прием нефти и газового конденсата по количеству оформляется актом

установленной формы.

Акт составляется в день поступления нефти или газового конденсата и утверждается

руководством предприятия не позднее, чем на следующий день после его составления

(или в первый рабочий день после выходного или праздничного дня, если продукт

принимался в эти дни). Акт составляется в двух экземплярах, а при необходимости

предъявления претензии поставщику (или железной дороге) - в трех экземплярах.

Лица, подписывающие акты, предупреждаются об ответственности за достоверность

данных.

171. При необходимости, к приему нефти и газового конденсата, могут

привлекаться представители независимой (сторонней) организации, если она определена

в соответствующем договоре.

172. Лица, принимающие участие в приеме нефти и газового конденсата, должны

проходить соответствующую подготовку и периодическую проверку знаний согласно

порядку, установленному руководителем предприятия-получателя.

173. Для контроля поступления и оприходования продуктов ведется журнал учета

поступивших продуктов. Записи в журнале ведутся на основании транспортных

и отгрузочных документов и актов приемки.

Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью. Количество листов в книге

заверяется подписью руководства предприятия.

174. В случаях обеспечения охраны перевозимых грузов по маршрутам следования

от грузоотправителей до грузополучателей специальным батальоном милиции

на договорной основе, ответственность за сохранность груза несет сопровождающий

орган, что должно определяться условиями договора.

175. Приемка груза должна осуществляться с участием представителя

сопровождающего органа.

176. Положения, не предусмотренные настоящими Правилами, регулируются

нормативными документами, действующими на железнодорожном транспорте.

ГЛАВА 6. ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ

НЕФТЕПРОВОДУ

§ 1. Общие положения

§ 2. Режим перекачки

§ 3. Последовательная перекачка

§ 4. Техническое обслуживание и ремонт магистрального нефтепровода

§ 1. Общие положения

177. Условия транспортировки нефти по магистральному трубопроводу,

не предусмотренные настоящими Правилами, регулируются техническими правилами и

нормами по эксплуатации магистральных нефтепроводов.

178. К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы с комплексом

подземных, наземных и надземных сооружений, предназначенных для транспортировки

товарной нефти, конечным пунктом которых является потребитель или перевалочная

нефтебаза.

179. Магистральный нефтепровод включает линейную часть, головную

и промежуточные нефтеперекачивающие станции, базы приема и отгрузки нефти, пункты

подогрева нефти и станции смешения нефти.

180. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят следующие

объекты:

собственно, трубопровод с отводами и лупингами, запорной и регулирующей

арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, устройствами

пуска и приема очистных устройств;

установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

линии и сооружения технологической связи, телемеханики и контрольно-

измерительных приборов;

сооружения линейной службы эксплуатации;

постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов, и подъезды к ним;

линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной

и другой арматуры;

устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой

и установок электрохимической защиты;

защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения.

181. Конструктивные и технологические параметры магистрального нефтепровода

устанавливаются проектом, разработанным в соответствии с требованиями КМК 2.05.06

«Магистральные трубопроводы», КМК 2.05.12 «Нефтепродуктопроводы, прокладываемые

на территории городов и других населенных пунктов», КМК 2.10.01 «Нормы отвода

земель для магистральных трубопроводов».

182. Границы магистрального нефтепровода и участков обслуживания

определяются по задвижкам, разделяющим поставщика и получателя.

183. При эксплуатации магистральных нефтепроводов должны быть обеспечены:

безопасность трубопроводов и оборудования;

надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;

систематический контроль за работой трубопровода и его объектов и принятие мер

по поддержанию установленного режима перекачки;

разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии

электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоение новой техники;

организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта

оборудования;

экологическая безопасность объектов;

выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;

обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного персонала

правил охраны труда и промышленной безопасности;

готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

организация учета нефти и ведение установленной отчетности;

сохранность материальных ценностей на объектах магистрального нефтепровода.

184. Работники линейной производственной диспетчерской службы

эксплуатирующей организации в рамках своих выполняемых функций должны

руководствоваться:

настоящими Правилами;

должностными, производственными инструкциями;

инструкцией по приему, сдаче и учету перекачиваемой нефти;

инструкциями по пропуску внутритрубных инспекционных снарядов;

технологической картой нефтепроводов, резервуаров, технологических

трубопроводов;

инструкцией по осуществлению последовательной перекачки нефти, различной

степени подготовки по трубопроводу;

графиком плановых остановок магистральных нефтепроводов;

техническими условиями на нефть;

графиками, маршрутными поручениями приема нефти от производителей

(грузоотправителей), перекачки, отгрузки и поставки ее грузополучателям;

картой установок технологических защит нефтепровода, основного

и вспомогательного оборудования;

планами ликвидации возможных аварий и планами тушения пожаров;

положением о диспетчерской службе, отделе;

правилами по охране труда, пожарной безопасности, промышленной безопасности;

инструкциями по эксплуатации средств телемеханики, аппаратуры и передачи

информации.

185. Диспетчерские службы, оперативный персонал эксплуатирующей организации,

наливных станций должны иметь следующие чертежи и схемы:

профиль и план трассы нефтепровода с ситуацией, указанием мест подключения

ответвлений, линий гидравлических испытаний, максимально допустимых давлений по

участкам трубопровода и гидравлических уклонов, схемы трубопроводов с обозначением

задвижек, контрольно-измерительных приборов и ответвлений;

технологические схемы объектов с обозначением номеров задвижек, резервуаров,

основных насосных агрегатов с указанием марки насоса.

186. Работа нефтепровода должна соответствовать установленному

технологическому режиму и обеспечивать равномерность перекачки.

§ 2. Режим перекачки

187. Технологический режим должен обеспечивать перекачку нефти с требуемой

производительностью, с наименьшими эксплуатационными затратами, а также

безопасную и безаварийную эксплуатацию нефтепровода.

188. Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановки

на ремонт принимается равным 350 дней, или 8400 часов в год.

189. Технологический процесс перекачки осуществляется по трем основным

схемам:

перекачка «из насоса в насос»;

перекачка «с подключенными резервуарами»;

перекачка «через резервуары».

При этом более предпочтительной является перекачка «из насоса в насос».

Схема перекачки устанавливается в задании на проектирование или реконструкцию

магистрального нефтепровода.

190. Для перекачки высоковязкой нефти с подогревом на каждый месяц

разрабатывается оптимальный температурный режим перекачки на основе лабораторных

данных о фактических свойствах перекачиваемой нефти.

Нормы температуры подогрева и допустимого остывания жидкости указываются

в технологической карте перекачки каждой станции.

191. При перекачке вязкой нефти с разбавителем необходимая пропорция смеси

определяется в каждом отдельном случае на основании лабораторных анализов нефти,

разбавителя, а также их смеси. Качество смеси необходимо проверять не реже чем через

два часа по пробам жидкости, взятым из насосов.

192. Технологическим режимом перекачки по магистральному нефтепроводу

задаются значения следующих основных параметров:

максимально допустимое рабочее давление на выкиде насосов (в коллекторе,

до регулирующего устройства);

максимально допустимое рабочее давление на выходе нефтеперекачивающей

станции (после регулирующего устройства);

минимально допустимое рабочее давление на приеме насосов;

наибольшая и наименьшая температура нефти, закачиваемой в трубопровод;

концентрация разбавителя при перекачке высоковязкой нефти;

предельно допустимое время остановки нефтепровода по сезонам при закачке смеси

высокопарафинистой нефти с маловязкой, а также при закачке подогретой нефти.

Технологический режим перекачки разрабатывается с учетом технологических карт

эксплуатации резервуаров и установок.

193. При каждом непредусмотренном изменении режима перекачки принимаются

меры к немедленному устранению причин, вызывающих это изменение. При

необходимости применяется другой переходный режим работы нефтепровода,

оптимальный для сложившейся обстановки.

194. В целях повышения долговечности нефтепроводов и уменьшения усталостных

повреждений необходимо обеспечить максимально возможное постоянство рабочего

давления, избегая значительных колебаний, особенно остановок перекачки и полного

сброса давления, за исключением нефтепроводов, работающих в циклическом режиме,

для которых технологическим режимом предусматривается время остановок перекачки

и условия спуска.

195. При переключении резервуаров, насосов или трубопровода во время перекачки

действующие задвижки следует закрывать только после открытия задвижек в новом

направлении перекачки.

196. Все переключения на линейной части магистрального нефтепровода,

технологических трубопроводах, в резервуарном парке, пуски, остановки основного

оборудования, изменения режимов работы нефтепроводов должны регистрироваться

в оперативной документации диспетчерских служб и оперативного персонала

эксплуатирующей организации, нефтебаз, наливных станций.

§ 3. Последовательная перекачка

197. Перекачка нефти, различной степени подготовки по одному магистральному

нефтепроводу осуществляется последовательно, с соблюдением требований

по сохранению их качества.

198. При организации последовательной перекачки должен быть выполнен комплекс

организационно-технических мероприятий, обеспечивающих ее проведение

в соответствии со специально разработанной инструкцией.

199. Основные параметры последовательной перекачки - последовательность подачи

различной нефти в трубопровод, способ контактирования, величина партий нефти,

границы разделения партий нефти на конечном пункте, способ реализации смеси -

устанавливаются технологическим расчетом.

200. При турбулентном режиме движения перекачиваемой нефти последовательная

перекачка, как правило, осуществляется при непосредственном контактировании партий.

201. При транспортировке обводненной и подготовленной нефти по одному

трубопроводу, а также при ламинарном режиме движения нефти последовательную

перекачку целесообразно вести с разделителями.

202. При вынужденных остановках перекачки смесь, по возможности, следует

располагать на участках с горизонтальным профилем трубопровода или на участках, где

легкий вид нефти находился бы по профилю трубопровода выше тяжелого.

203. При организации последовательной перекачки предусматриваются:

контроль за прохождением смеси в трубопроводе;

контроль качества нефти.

204. На всех перекачивающих станциях и конечном пункте устраиваются

контрольные пункты для наблюдения за последовательной перекачкой.

205. Контроль за прохождением смеси по трубопроводу может осуществляться теми

приборами контроля, которые обеспечивают определение концентрации одной нефти

в другой с абсолютной погрешностью не более 10 %.

206. На устройствах для приема и пуска разделителей на промежуточных станциях

обеспечивается автоматический прием разделителей из трубопровода и автоматический

пуск разделителей.

207. При проведении последовательной перекачки с разделителями на трубопроводе

не должно быть сужений и крутых поворотов, препятствующих прохождению

разделителей. Условный диаметр всех установленных на трубопроводе задвижек должен

соответствовать диаметру нефтепровода.

208. В диспетчерском пункте нефтепровода ведется журнал, в котором фиксируются

не реже чем через каждые два часа места нахождения смеси или разделителя и другие

данные, необходимые для контроля последовательной перекачки.

209. Во избежание излишнего смесеобразования при последовательной перекачке

резервные нитки и лупинги отключаются.

§ 4 Техническое обслуживание и ремонт магистрального нефтепровода

210. При эксплуатации нефтепроводов должна быть обеспечена

их работоспособность на заданном уровне путем своевременного проведения

мероприятий планового технического обслуживания и ремонта согласно утвержденным

регламентам работ, а также качественным выполнением восстановительных работ

при неплановых ремонтах.

211. В соответствии со спецификой объектов линейной части магистральных

нефтепроводов устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания

и ремонта:

техническое обслуживание (комплекс операций по поддержанию работоспособности

или исправности объекта);

текущий ремонт (ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления

работоспособности);

капитальный ремонт (ремонт, выполняемый для восстановления исправности

и полного или близкого к полному восстановлению объектов линейной части с заменой

или восстановлением любых узлов).

212. Капитальный ремонт нефтепроводов должен производиться

специализированными ремонтно-строительными подразделениями в соответствии с

утвержденными планами и объемами работ, которые составляются на основании

технического состояния объектов.

213. Содержание, объемы и сроки проведения технического обслуживания

и ремонта объектов определяются положениями о техническом обслуживании и ремонте,

инструкциями заводов-изготовителей, проектом, техническим состоянием сооружений

и оборудования.

214. Организация технического обслуживания и ремонта сооружений

и оборудования магистральных нефтепроводов в целом по предприятию возлагается

на главного инженера и заместителей первого руководителя.

Ответственность за организацию и проведение ремонта по видам сооружений

и оборудования возлагается на соответствующих главных и ведущих специалистов

предприятия.

215. Все мероприятия технического обслуживания и ремонта линейной части

должны выполняться, как правило, без остановки перекачки, за исключением отдельных

операций по ремонту запорной арматуры: подтяжки фланцевых соединений, проверки

задвижек на работоспособность путем полного открытия и закрытия, настройки конечных

выключателей электроприводов, операции, связанные с разборкой задвижек, замены

или донабивки сальниковых уплотнений.

216. Продолжительность остановки нефтепроводов для выполнения текущего

и капитального ремонтов запорной арматуры определяется для каждого отдельного

случая в зависимости от конкретных условий (рельефа местности, диаметра,

протяженности опорожняемого участка нефтепровода и т.д.), для чего разрабатываются

планы-графики производства работ.

217. Изменения, вносимые в принципиальные технологические и электрические

схемы и конструкцию сооружений и оборудования, осуществляются одновременно

с проведением ремонта согласно утвержденным проектам.

218. На подразделения, обслуживающие линейную часть нефтепровода, возлагаются

следующие обязанности:

периодический осмотр нефтепроводов и их сооружений, выявления утечек нефти

и других нарушений и неисправностей;

техническое обслуживание и текущий ремонт нефтепровода, а также ликвидация

отказов (аварий);

контроль за состоянием переходов через естественные и искусственные препятствия;

врезка в нефтепроводы и отводы от них для подключения новых объектов,

реконструкции узлов переключения, устройства перемычек и т.п.;

содержание сооружений, трассы и охранной зоны нефтепровода в состоянии,

отвечающем требованиям настоящих Правил и норм проектирования магистральных

нефтепроводов;

оформление в установленном порядке документации на ремонтные работы

и ликвидацию аварий;

поддержание в исправном состоянии табельной техники, приспособлений и другого

имущества, своевременное их пополнение;

осуществление мероприятий по подготовке нефтепровода к работе в осенне-зимний

период;

проведение в установленные графиком сроки учебно-тренировочных занятий

с отработкой планов ликвидации аварий с целью проверки готовности техники

и персонала к выполнению работ по ликвидации возможных аварий;

подготовка к эксплуатации и заполнению нефтью вновь вводимых нефтепроводов,

и очистка внутренней полости действующих.

219. Работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт линейной части

нефтепровода, обязаны знать трассу магистрального нефтепровода, технологические

схемы сооружений, устройство и работу арматуры, находящейся на обслуживаемом

участке.

220. Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенное для выполнения

аварийно-восстановительных работ, должно находиться в постоянной исправности

и готовности к немедленному выезду и применению.

221. Периодичность осмотра нефтепровода путем обхода или объезда

устанавливается руководством в зависимости от местных условий, сложности рельефа

трассы нефтепровода и времени года.

Внеочередные осмотры производятся после стихийных бедствий, в случае

обнаружения утечки нефти на трассе нефтепровода, падения давления, отсутствия баланса

нефти и других признаков повреждения нефтепровода.

222. Для поддержания пропускной способности и снижения затрат на перекачку

должна проводиться периодическая очистка нефтепроводов от внутренних отложений.

Периодичность очистки выбирается в зависимости от интенсивности накопления

отложений на основе анализа режимов перекачки и сопоставления их с расчетными.

223. В плане подготовки к эксплуатации нефтепровода в зимних условиях должны

быть предусмотрены:

ревизия и ремонт запорной арматуры со сменой летней смазки на зимнюю, проверка

арматуры на полное открытие и закрытие, покраска;

ревизия и ремонт сальниковых уплотнений в патронах переходов через шоссейные

и железные дороги для предотвращения попадания воды в патрон;

создание необходимого запаса материалов и инструментов на базисных складах

и в необходимых местах трассы;

восстановление противопожарных сооружений;

перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной техники и другие

мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной транспортировки нефти в

зимних условиях;

промывка нефтью тупиковых и непроточных участков и арматуры;

установка указателей и вешек у колодцев и вантузов на случай заноса их снегом.

224. Ликвидация аварии производится согласно утвержденному руководством

предприятия, плану ликвидации аварийной ситуации на магистральном нефтепроводе.

225. Перед началом огневых работ поврежденный участок изолируется от газов

и паров нефти с помощью герметизирующих тампонов и приспособлений. Для создания

тампонов применяются глина, глиняный порошок, быстросхватывающиеся жестки е

пенополиуретаны, другие средства, обеспечивающие герметизацию и безопасность работ.

226. На трассе нефтепровода должно быть организовано хранение аварийного запаса

труб. Трубы аварийного запаса должны быть уложены на стеллажи с ограничителями,

препятствующими раскатыванию труб.

227. В процессе эксплуатации магистрального нефтепровода необходимо

периодически, но не реже чем два раза в год проводить осмотр аварийного запаса труб.

По мере необходимости должны выполняться работы по ремонту стеллажей, по защите

от коррозии и аварийный запас пополнен до нормы.

228. Трубы аварийного запаса должны быть очищены от ржавчины и окалины

и загрунтованы снаружи и изнутри и иметь на концах заглушки.

229. На каждой трубе аварийного запаса должны быть нанесены белой краской

длина и диаметр, толщина стенки и марка стали. На предприятии должны храниться

копии сертификатов на трубы аварийного запаса.

230. Трубы, применяемые для замены поврежденного участка, должны быть

предварительно испытаны на давление, создающее напряжение в теле трубы, равное

пределу текучести (с учетом минусового допуска по толщине стенки), с оформлением

акта.

ГЛАВА 7. ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ КОНДЕНСАТОПРОВОДУ

§ 1. Общие положения

§ 2. Режимы перекачки газового конденсата по магистральному конденсатопроводу

§ 3. Техническое обслуживание и ремонт магистрального конденсатопровода

§ 1. Общие положения

231. В состав транспортной системы, в зависимости от ее назначения, могут

входить как основные, так и вспомогательные объекты:

линейная часть трубопровода (от места выхода сырья, подготовленного

для транспортировки, с территории установки или завода до места переработки и

хранения) с отводами и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами

через естественные и искусственные препятствия;

узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств;

насосные станции (головные и промежуточные), основные и вспомогательные

насосы;

трубопроводы обвязки оборудования насосных станций, технологические

трубопроводы;

резервуарные парки, наливные устройства, емкости для хранения и разгазирования

газового конденсата;

закрытые емкости с узлами по сбору и разделению жидкости и утилизации или

бессажевому сжиганию газообразных продуктов (газов выветривания), а также

существующие открытые земляные амбары для аварийного слива нефти или газового

конденсата временно до ввода закрытых систем (емкостей) слива жидкости

при реконструкции конденсатопроводов; отводные канавы и т.д.;

электротехническое оборудование (электродвигатели, электростанции, внутренние

электросети, системы заземляющей сети, защиты от статического электричества

и молниезащиты);

линии электропередачи;

сооружения связи и контрольно-измерительных приборов;

устройства электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

сооружения линейной службы эксплуатации;

подъездные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов, и подъезды к ним;

системы водо- и теплоснабжения, вентиляции, канализации и др.;

производственные здания, гаражи, стоянки техники, находящиеся на территориях

объектов магистральных конденсатопроводов;

противопожарные и противоэрозионные сооружения;

опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов.

232. Конструктивные и технологические параметры магистрального

конденсатопровода устанавливаются проектом, разработанным в соответствии

с требованиями КМК 2.05.06 «Магистральные трубопроводы», КМК 2.05.12 «Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных

пунктов», КМК 2.10.01 «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов».

233. При эксплуатации конденсатопроводов должна быть обеспечена надежная

и безопасная работа их на заданном уровне путем своевременного проведения

мероприятий планового технического обслуживания и ремонта согласно утвержденным

регламентам работ и внеплановых ремонтов.

234. На предприятии, эксплуатирующем магистральные конденсатопроводы,

должны быть разработаны и утверждены руководством предприятия положения

об отделах (службах), определены их функции с четким распределением обязанностей

эксплуатационного персонала, зон обслуживания и границ участков.

235. Требования к эксплуатации и ремонту объектов трубопроводов должны

устанавливаться производственными инструкциями, схемами и другими

технологическими документами, разработанными с учетом местных условий и на

основании государственных или отраслевых нормативно-технических документов,

с учетом требований настоящих Правил.

236. Задачи, обязанности, права и ответственность инженерно-технических

работников должны быть определены должностными инструкциями. Обязанности

и ответственность рабочих за закрепленные за ними объекты и оборудование, соблюдение

правил их безопасной эксплуатации определяются должностными инструкциями,

инструкциями заводов-изготовителей на эксплуатируемое оборудование.

237. Основными задачами работников, занятых эксплуатацией трубопроводов,

являются:

обеспечение безопасной транспортировки газового конденсата от мест его добычи

(производства) до предприятий по их переработке или потребления;

обеспечение эффективной работы конденсатопроводов и надежности

их функционирования.

§ 2. Режимы перекачки газового конденсата

по магистральному конденсатопроводу

238. Технологический режим перекачки должен обеспечить транспортировку

газового конденсата с требуемой пропускной способностью, наименьшими затратами, а

также безопасную и безаварийную эксплуатацию конденсатопроводов.

239. Технологический режим перекачки газового конденсата определяется

следующими параметрами:

исходной упругостью паров (давлением и температурой дегазации конденсата

на головных сооружениях конденсатопровода);

давлением и температурой газового конденсата на входе в конденсатопровод (после

насосной станции);

распределением давления и температуры по длине конденсатопровода;

минимально допустимой величиной рабочего давления, определяемой на основании

данных об изменении упругости паров газового конденсата по длине трассы

трубопровода.

240. Величина минимально допустимого рабочего давления в трубопроводе

выбирается из условия обеспечения однофазности потока, независимо от возможных

изменений состава сырья, объема перекачки и температуры по всей трассе трубопровода.

241. Создание в трубопроводе режима испарения недопустимо, так как оно вызывает

появление ряда факторов, снижающих производительность и надежность

функционирования системы.

242. Условия поддержания требуемого падения давления по трассе

конденсатопровода, допустимые пределы колебаний давлений должны быть указаны

в технологической карте режимов.

243. Режимные карты составляются, исходя из требований максимальной

эффективности работы оборудования насосной станции и конденсатопровода, с учетом

текущего состояния агрегатов перекачки газового конденсата и гидравлического

сопротивления трубопровода.

244. Ответственной за соблюдение режима перекачки газового конденсата является

диспетчерская служба. Всякие отклонения от выработанного режима перекачки должны

согласовываться с руководством предприятия.

245. В соответствии с планом перекачки сырья диспетчерской службой должны быть

составлены режимные карты совместной работы насосной станции и конденсатопровода.

246. Всевозможные изменения режима работы установок стабилизации поставщика,

связанные с необходимостью увеличения или уменьшения производительности

конденсатопровода (объема перекачки), должны быть также согласованы с диспетчерской

службой.

247. Технологический процесс перекачки может осуществляться по трем основным

схемам:

перекачка из насоса в насос;

перекачка с подключенными резервуарами;

перекачка через резервуары.

248. Схема перекачки устанавливается в задании на проектирование.

249. Для перекачки газового конденсата с подогревом (охлаждением) должен быть

разработан оптимальный температурный режим перекачки с учетом физических свойств

перекачиваемого газового конденсата.

250. Технологическим режимом перекачки по конденсатопроводу должны быть

заданы значения следующих основных параметров:

максимально допустимое рабочее давление на выкиде насосов (в коллекторе,

до регулирующего устройства);

максимально допустимое рабочее давление на выходе насосной станции (после

регулирующего устройства);

наибольшая и наименьшая температура газового конденсата, закачиваемого

в трубопровод;

минимально допустимое давление по трассе конденсатопровода, на приеме насосов,

на входе технологической площадки потребителя.

251. Режим перекачки должен быть разработан с учетом технологических карт

эксплуатации резервуаров и установок, связанных с конденсатопроводом.

252. Работа конденсатопровода должна соответствовать установленному

технологическому режиму. При каждом непредусмотренном изменении режима

перекачки должны приниматься меры к немедленному устранению причин, вызывающих

это изменение.

253. При переключении резервуаров, насосов или трубопровода во время перекачки

действующие задвижки следует закрывать только после открытия задвижек в новом

направлении перекачки.

254. Режим работы конденсатопровода определяется планами транспортировки

и реализации газового конденсата, а также указаниями диспетчерской службы.

255. Режим работы конденсатопровода разрабатывают с учетом максимального

объема транспортируемого газового конденсата и/или минимума энергозатрат.

256. При разработке режима работы конденсатопровода диспетчерские службы

обязаны составлять годовой график режима работы с разбивкой его по месяцам с учетом

гидравлических расчетов, отражающих состояние конденсатопровода (введенных

и вводимых в эксплуатацию мощностей, вводе (выводе) участков в (из) ремонт(а),

допустимых рабочих давлений, фактических коэффициентов гидравлического

сопротивления, температурных режимов участков и т.д.).

257. При отклонении фактического режима перекачки газового конденсата

от расчетного должны быть приняты меры для приближения его к расчетному.

258. После вывода системы на заданный по производительности режим перекачки

следует провести анализ гидравлического состояния конденсатопровода путем замера

расхода газового конденсата, распределения давления и температуры по длине

трубопровода и определения коэффициента гидравлического сопротивления по участкам

трубопровода.

259. Определение необходимости очистки трубопровода от газовых пробок,

скоплений воды, отложений гидратов или других источников повышенного

сопротивления осуществляется путем сравнения фактической величины коэффициента

гидравлического сопротивления с расчетной (последняя должна быть указана

в технологической карте работы трубопровода) для каждого участка трубопровода.

260. При необходимости удаления газовых пробок продувку следует начинать

с головного участка при работающих на стабильном газовом конденсате насосах.

261. Технологическая карта работы трубопровода должна находиться

в диспетчерской на видном месте.

262. Регистрация и оперативный контроль основных технологических параметров

трубопроводов проводятся не реже, чем через два часа. Регистрация и контроль баланса

расхода (закачка и отбор) и давлений в трубопроводе обязательны на всех уровнях

диспетчерской службы.

§ 4 Техническое обслуживание и ремонт магистрального конденсатопровода

263. Организация технического обслуживания, ремонта сооружений и оборудования

магистральных конденсатопроводов в целом по предприятию возлагается на главного

инженера и заместителей первого руководителя.

264. Для выполнения специальных видов работ по техническому обслуживанию

и ремонту могут привлекаться специализированные подразделения предприятия,

эксплуатирующего данный конденсатопровод, или другие предприятия, имеющие

лицензию на право производства необходимого вида работ.

265. Работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт линейной части

конденсатопровода, обязаны знать трассу трубопровода, технологические схемы

сооружений, устройство и работу арматуры, находящейся на обслуживаемом участке.

266. Эксплуатационные службы должны быть оснащены необходимыми

транспортными средствами, строительными механизмами, оборудованием, материалами,

инструментом и инвентарем в соответствии с действующим табелем технической

оснащенности.

267. Транспорт, оборудование и имущество, предназначенные для выполнения

аварийно-восстановительных работ, должны быть исправными и находиться в постоянной

готовности к немедленному выезду и применению на месте аварии.

Порядок использования аварийной техники устанавливается руководством

предприятия.

268. Система технического обслуживания и ремонта конденсатопроводов

разрабатывается предприятием и должна предусматривать:

осмотр и обследование;

техническое обслуживание;

текущий ремонт;

капитальный ремонт;

аварийно-восстановительный ремонт;

испытания;

сбор, обработку и анализ информации о техническом состоянии;

выполнение мероприятий по повышению эффективности, надежности

и безопасности.

269. Сроки проведения осмотров, их периодичность и объемы должны

устанавливаться руководством предприятия с учетом местных условий, технического

состояния трубопроводов и т.д.

270. При анализе текущего состояния трубопровода, с точки зрения его безопасной

эксплуатации, следует руководствоваться, прежде всего, показаниями автоматических

систем обнаружения и сигнализации утечек жидкости или газа по трассе и (или) данными

диспетчерского контроля гидравлического состояния трубопровода.

При отсутствии по трассе систем автоматического обнаружения и (или) контроля

утечек углеводородов необходимо обеспечить обследование наиболее опасных участков

трассы конденсатопроводов, расположенных вблизи населенных пунктов, промышленных

предприятий, пересечения железных и автомобильных дорог, переходов через водные

преграды с помощью переносных газоанализаторов.

271. При плановом осмотре необходимо проверять:

охранную зону и зону минимально допустимых расстояний;

переходы через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги;

крановые площадки и площадки аварийных запасов труб;

узлы приема и пуска очистных и диагностических устройств;

вдольтрассовые проезды, подъезды к конденсатопроводам, мосты, дамбы, переезды

через трубопровод, водопропускные и другие сооружения;

линии и объекты энергоснабжения электрохимзащиты и связи;

знаки обозначения трассы и контрольно-измерительных приборов;

предупредительные знаки на пересечениях с автомобильными, железными дорогами,

водными и другими преградами;

пересечения конденсатопроводов с коммуникациями сторонних организаций (линий

электропередач, нефтепродуктопроводы и т.п.).

272. Персонал, осуществляющий осмотр трассы конденсатопровода (обходчик),

должен быть оснащен необходимыми переносными приборами контроля наличия паров

углеводородов в воздухе и средствами связи для оперативного сообщения

на диспетчерский пункт о выявленной опасности. Вопросы технического оснащения

обходчика решаются руководством предприятия с учетом возможностей использования

средств связи общего и специального назначения.

При обнаружении утечек, а также других нарушений технического состояния

конденсатопровода вблизи населенных пунктов, переходов и т.п. обходчик должен

руководствоваться требованиями производственной инструкции по обслуживанию

линейной части конденсатопроводов.

При содержании в транспортируемом сырье сероводорода обходчик должен быть

оснащен также индикатором сероводорода.

273. Обнаруженные при осмотре нарушения, повреждения и отказы должны

регистрироваться в журнале осмотра линейной части конденсатопровода.

274. Обследование трубопроводов выполняется с применением технических

средств и оборудования для оценки технического состояния отдельных узлов, участков

конденсатопроводов или других объектов.

Программы, с указанием методов обследования трубопроводов, разрабатываются

предприятием или специализированными организациями.

Результаты обследования должны оформляться актами.

275. Целью обследования является:

определение технического состояния отдельных узлов, участков конденсатопровода,

его элементов;

выявление свищей и утечек, коррозионных и эрозионных повреждений, трещин

и других дефектов металла;

измерение механических напряжений металла, деформаций и перемещений участков

трубопроводов;

оценка состояния опор, креплений и других конструктивных элементов воздушных

переходов, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств и т.п.;

определение технического состояния подводных переходов;

определение глубины заложения подземных трубопроводов;

оценка гидравлической эффективности, определение местных гидравлических

сопротивлений;

электрометрическое обследование и шурфование с визуальной и инструментальной

оценками состояния изоляции и металла трубы.

276. Периодичность обследований, шурфования, электрометрических обследований

объектов линейной части трубопроводов устанавливается с учетом их технического

состояния.

Исключение составляют участки конденсатопроводов, расположенные

на пересечениях с другими коммуникациями, вблизи объектов в зоне минимально

допустимых расстояний, вблизи охранных зон, а также шлейфы и технологические

коммуникации, которые должны обследоваться на обнаружение утечек не реже одного

раза в квартал.

277. Техническое состояние опор, креплений, оснований фундаментов и других

конструктивных элементов, мест входа трубопровода в грунт или выхода из грунта

на воздушных переходах, на насосных станциях, узлах пуска и приема очистных

устройств и других объектах трубопроводов определяются в соответствии с требованиями

действующих нормативных документов.

278. Проверка глубины заложения трубопроводов в местах возможного изменения

рельефа (при оползнях, размывах, просадках, эрозии грунтов, в подвижных песках,

дамбах и т.д.) должна производиться периодически согласно утвержденному графику.

Участки конденсатопроводов, проложенные в подвижных песках и дамбах,

обследуют один раз в год.

В ходе обследований проверяются водопропускные сооружения и устройства,

периодически подтопляемые территории, прилегающие к трубопроводам, состояние

откосов, каменных набросов и облицовок в местах переходов и пересечений с водными

преградами и оврагами, места возможных размывов.

279. По результатам обследований эксплуатационными службами соответствующих

подразделений составляются графики выполнения ремонтных работ. Работы, требующие

отключения участков трубопроводов, планируются предприятием по заявкам

подразделений в составе комплекса ремонтных работ.

280. Текущим ремонтом следует считать работы по поддержанию линейной части

трубопроводов в исправном состоянии, работы по повышению надежности

и безопасности эксплуатации трубопровода.

281. Подразделения должны составлять годовые планы-графики выполнения

текущего ремонта, которые представляются в вышестоящую организацию

для утверждения.

282. Необходимость выполнения капитального ремонта линейной части

конденсатопроводов и их участков, объемы и сроки определяет руководство предприятия

по результатам осмотра, обследований, прогнозируемым режимам транспортировки

продуктов, установленным предельным рабочим давлениям, по результатам анализа

эксплуатационной надежности, а также с учетом местных условий и требований

безопасности.

Капитальный ремонт подводных переходов осуществляется силами

специализированных предприятий.

283. Для удаления из конденсатопровода внутренних отложений, воды, газовых

скоплений, проведения внутренней дефектоскопии, а также для улучшения условий его

заполнения и опорожнения на входе и выходе насосных станций, на подводных переходах

при необходимости должны быть предусмотрены камеры пуска и приема поршней,

скребков, разделителей и снарядов-дефектоскопов.

284. Оборудование для очистки полости магистральных конденсатопроводов

должно обеспечивать выполнение необходимых технологических операций по пуску

и приему очистного устройства, контролю за прохождением его по участку, сбору

и утилизацию выносимых из конденсатопровода загрязнений.

285. Для сбора продуктов очистки вблизи камеры приема очистных устройств

должна быть установлена приемная емкость, из которой продукт подлежит откачке

и утилизации.

286. Конструкция очистных устройств должна исключать возможность перетока

через него загрязнений при движении устройства по всей длине очищаемого участка.

287. Очистка полости трубопровода и пропуск дефектоскопов должны выполняться

по специальным инструкциям, разрабатываемым предприятием, в которых должны

предусматриваться организация работ по пропуску очистного устройства, снаряда-

дефектоскопа, методы и средства контроля за их прохождением, требования безопасности

и противопожарные мероприятия.

288. Очистку полости трубопровода и пропуск дефектоскопов допускается

выполнять только в том случае, если обеспечена постоянная надежная связь вдоль

трубопровода. Камеры приема и запуска очистных устройств должны обслуживаться

персоналом, обученным безопасным методам проведения работ по очистке полости

трубопровода.

289. При каждом заполнении конденсатопровода, как первоначальном, так и после

производства ремонтных работ (особенно при транспортировке газонасыщенных

жидкостей), должны быть выполнены мероприятия, направленные на снижение объемов

паровой фазы в трубопроводе, приводящей к увеличению гидравлического сопротивления

магистрали.

290. Ограждение, площадки сооружения для сбора и хранения продуктов очистки

должны быть исправны и исключать доступ посторонних лиц. На ограждении должны

вывешиваться предупредительные плакаты и надписи.

291. О всех обнаруженных утечках сырья необходимо сообщить диспетчеру.

При этом, должны быть немедленно приняты меры к определению места и характера

утечки, обеспечению необходимых мер безопасности (отключение поврежденного

участка, установка знаков, ограждений, охранных постов, а в необходимых случаях

остановка движения на железной или шоссейной дорогах и т.п.), контроль загазованности

местности и ликвидация утечки в кратчайший (по согласованию с предприятием) срок.

292. Каждое подразделение разрабатывает, предприятие утверждает конкретный

план мероприятий по обеспечению безаварийной работы конденсатопровода и всех его

сооружений в осенне-зимний период.

293. Во всех подразделениях должны быть разработаны планы ликвидации

возможных аварий на магистральном конденсатопроводе.

294. Аварийный запас труб, оборудования (в том числе для сбора сырья с водных

поверхностей и с грунта), соединительных деталей, горюче-смазочных и других

материалов предназначен и должен использоваться при ликвидации аварий и их

последствий для окружающей природной среды.

Аварийный запас может быть также использован по разрешению руководства

предприятия для текущего ремонта или при ликвидации отказов.

Номенклатура и объемы запасов определяются соответствующими нормами

аварийного запаса с учетом особенностей трассы конденсатопроводов.

Трубы, соединительные детали, электроды, изоляционные материалы аварийного

запаса должны иметь документы (сертификаты, паспорта), подтверждающие возможность

их применения на эксплуатируемых трубопроводах.

Трубы аварийного запаса должны иметь на внутренней поверхности маркировку,

содержащую данные об их длине, диаметре, толщине стенки и марке стали.

Не реже двух раз в год подразделения должны проводить осмотр аварийного запаса

труб. По мере необходимости должны выполняться работы по ремонту стеллажей,

скашивание растительности и другое.

Порядок хранения, учета и отчетности подразделений по использованию аварийного

запаса труб устанавливается руководством предприятия.

ГЛАВА 8. ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

АВТОМОБИЛЬНЫМ И ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫМ ТРАНСПОРТОМ

§ 1. Транспортировка нефти и газового конденсата автомобильным транспортом

§ 2. Транспортировка нефти и газового конденсата железнодорожным транспортом

§ 1. Транспортировка нефти и газового конденсата

автомобильным транспортом

295. Перевозка опасных грузов автомобильным транспортом осуществляется

на основании договора перевозки, заключаемого в соответствии с действующим

законодательством.

Грузоотправитель нефти и газового конденсата при наличии договора представляет

в автотранспортную организацию заявку на перевозку, а при отсутствии договора -

разовый заказ на перевозку.

296. Нефть и газовый конденсат должны перевозиться только в технически

исправных и предназначенных для перевозки таких грузов автотранспортных средствах

(автоцистернах).

297. Подаваемые под налив нефти или газового конденсата автоцистерны, должны

быть подготовлены в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84 «Нефть

и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение».

298. Автоцистерны должны иметь свидетельство о поверке организациями

национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными

на право поверки метрологическими службами юридических лиц.

Поверка автоцистерн выполняется согласно ГОСТ 8.600-2011 «Государственная

система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов.

Методика поверки».

299. Автотранспортная организация, осуществляющая перевозку нефти и газового

конденсата должна иметь лицензию, выданную в соответствии с действующим

законодательством Республики Узбекистан.

300. Порядок перевозки нефти и газового конденсата автомобильным транспортом,

выполнения погрузочно-разгрузочных работ, взаимоотношения участников перевозочного

процесса, их права, обязанности и ответственность регламентируются Правилами

перевозки опасных грузов автомобильным транспортом в Республике Узбекистан,

утвержденными Постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан

от 16 февраля 2011 года № 35.

301. Организация передвижения автоцистерн с нефтью и газовым конденсатом

с Правилами дорожного движения, утвержденными Постановлением Кабинета Министров

Республики Узбекистан от 24.12.2015 г. № 370.

§ 2. Транспортировка нефти и газового конденсата

железнодорожным транспортом

302. Перевозка нефти и газового конденсата железнодорожным транспортом

оформляется договором перевозки, заключаемым в соответствии с действующим

законодательством.

303. Перевозка нефти и газового конденсата между странами, железные дороги

которых являются членами Соглашения о международном грузовом сообщении,

регламентируется Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах -цистернах

и вагонах бункерного типа для перевозки нефтебитума, утвержденными Советом

по железнодорожному транспорту государств - участников Содружества (Протокол

от 21-22 мая 2009 года № 50), а между Республикой Узбекистан и странами, железные

дороги которых не являются членами Соглашения о международном грузовом

сообщении, осуществляется на основе особых соглашений.

304. Права и обязанности железной дороги, грузоотправителей и грузополучателей

определены Уставом железной дороги Республики Узбекистан, утвержденным

Постановлением Кабинета Министров от 23 октября 2008 года № 232.

305. Нефть и газовый конденсат должны загружаться в технически исправные

и предназначенные для перевозки таких грузов вагоны-цистерны, очищенные от остатков

ранее перевозимых грузов. В исключительных случаях, с согласия грузоотправителей,

железная дорога может подавать под погрузку однородного груза вагоны без очистки

и промывки.

306. Порожние вагоны-цистерны, предъявляемые к перевозке, должны быть

подготовлены в соответствии с требованиями с ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты.

Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение»;

307. Железнодорожные цистерны должны иметь свидетельство о поверке

организациями национальной (государственной) метрологической службы

или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц.

Поверка железнодорожных цистерн проводиться в соответствии

с ПМГ 65-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны

железнодорожные общие требования к методикам поверки объемным методом».

308. Цистерны, предназначенные для перевозки нефти и газового конденсата

должны иметь соответствующий трафарет и надписи об опасности перевозимого груза.

309. Неочищенные от остатков перевозимого сырья в порожнем состоянии

принимаются от получателя к перевозке только при наличии ясно видимых знаков

опасности и оранжевых табличек, соответствующих ранее перевозимому грузу.

310. Наполнение вагонов-цистерн следует производить с учетом увеличения объема

нефти или газового конденсата из-за повышения температуры в пути следования

и в пункте назначения, а также полного использования вместимости и грузоподъемности

вагонов-цистерн.

311. Персонал, обеспечивающий налив, слив нефти и газового конденсата

из вагонов-цистерн обязан знать конструкцию и оборудование вагонов-цистерн, а также

назначение их отдельных элементов, обеспечивать сохранность железнодорожного

подвижного состава при производстве работ.

312. Не допускается налив нефти и газового конденсата в вагоны-цистерны

в случаях:

если до истечения межремонтного норматива по календарному сроку или по пробегу

остается менее норм, предусмотренных инструкцией по техническому обслуживанию

вагонов в эксплуатации;

если до наступления срока технического освидетельствования котла и арматуры

остается менее 30 суток;

отсутствия ясной видимости номера вагона, табличек завода-изготовителя;

отсутствия или неисправности наружных лестниц (если они предусмотрены конструкцией

вагона), переходных мостиков, рабочих площадок и их ограждений;

течи котла вагона-цистерны, неисправности запорно-предохранительной

и сливоналивной арматуры, наличия пробоины паровой рубашки вагона-цистерны;

наличия трещин, вмятин и других дефектов котла;

трещины на крышках загрузочных и сливных люков;

отсутствия или неисправности двух рядом стоящих (либо трех и более) откидных болтов

для крепления крышки загрузочного люка колпака вагона-цистерны, отсутствия

проушины для пломбирования крышки люка;

отсутствия на крышке загрузочного люка вагона-цистерны уплотнительной

прокладки.

313. Налив нефти или газового конденсата свободно падающей струей

не допускается.

314. По окончании налива грузоотправитель обязан:

установить уплотнительную прокладку из материала, не вступающего в реакцию

с перевозимым продуктом, соответствующую диаметру крышки;

герметично закрыть крышки загрузочного люка, сливоналивной арматуры,

заглушек;

опломбировать вагон-цистерну;

удалить возникшие при наливе нефти или газового конденсата загрязнения

с наружной поверхности котла, рамы, ходовых частей, тормозного оборудования вагона-

цистерны;

нанести знаки опасности, оранжевые таблички, надписи;

проверить наличие трафаретов и отличительной окраски согласно установленным

правилам;

при необходимости восстановить видимость трафаретов и маркировки на вагоне-

цистерне.

315. Если нефть и газовый конденсат следуют с сопровождением,

то сопровождающие должны находиться за пределами груженого вагона-цистерны,

однако в непосредственной близости от сопровождаемых ими вагонов.

316. Проводники, сопровождающие нефть и газовый конденсат, должны знать

служебную инструкцию по сопровождению данного груза, разработанную

и утвержденную грузоотправителем, опасные свойства груза, меры оказания первой

помощи, меры безопасности в аварийных ситуациях и следить за соблюдением условий

и мер безопасности, установленных для этого груза.

317. Грузоотправитель обязан снабдить проводников и личный состав охраны

необходимыми средствами индивидуальной защиты и спецодеждой, аптечкой,

комплектом инструментов, первичными средствами пожаротушения, а также

необходимыми вспомогательными материалами.

318. В случае обнаружения в пути следования неисправности вагона-цистерны,

по которой он не может следовать по назначению, станция немедленно уведомляет

грузоотправителя. Грузоотправитель должен решить судьбу груза и, при необходимости,

выслать своих представителей к месту происшествия.

319. Порядок ликвидации аварийных ситуаций при перевозках по железным

дорогам устанавливается железнодорожной администрацией по согласованию

с компетентными органами Республики Узбекистан.

320. Вагоны-цистерны, прибывшие с нефтью или газовым конденсатом, должны

быть приняты грузополучателями на свои подъездные пути.

321. Слив нефти и газового конденсата из вагонов-цистерн должен производиться

полностью с удалением вязких продуктов с внутренней поверхности котла.

По соглашению между грузоотправителем и грузополучателем очистка внутренней

поверхности собственных (арендованных) вагонов-цистерн может не производиться.

322. Если вагон-цистерна после слива сырья очищен изнутри и не имеет остатков,

то с котла цистерны должны быть удалены или закрыты знаки опасности.

ГЛАВА 9. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

§ 1. Организация работ по защите сооружений от коррозии

§ 2. Защита резервуаров от коррозии

§ 3. Защита магистральных трубопроводов от коррозии

§ 1. Организация работ по защите сооружений от коррозии

323. Защита сооружений от коррозии осуществляется комплексно: защитными

покрытиями (пассивная защита) и средствами электрохимической защиты (активная

защита) в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты

от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите

от коррозии», ГОСТ 9.506-87 «Единая система защиты от коррозии и старения.

Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной

способности», строительных норм и правил.

324. Техническое и административное руководство эксплуатацией средств защиты

от коррозии на предприятии осуществляет руководитель предприятий в соответствии

с установленным распределением обязанностей.

Непосредственное руководство работами осуществляет и несет ответственность

за защиту от коррозии руководитель службы (группы, участка) защиты от коррозии.

325. Основной задачей службы защиты от коррозии является обеспечение полной

защиты сооружений от коррозии с целью надежной и безаварийной их работы.

Для решения поставленной задачи необходимо:

обеспечивать бесперебойную работу линий электропередачи и установок катодной

защиты;

обеспечивать защитный потенциал по протяженности и во времени

и контролировать его;

контролировать защитное покрытие и коррозионное состояние сооружений;

составлять прогноз о надежности работы сооружений на основе анализа

коррозионного их состояния;

осуществлять технический надзор за качеством нанесения изоляционных покрытий

и сооружений средств защиты от коррозии.

326. Эксплуатация средств электрохимической защиты трубопроводов от коррозии,

а также контроль за коррозионным состоянием подземной части металлических

сооружений осуществляется службой электрохимической защиты предприятия, которая

в своей работе руководствуется действующими нормами, правилами, указаниями

вышестоящих организаций и другими руководящими документами.

327. Выбор средств электрохимической защиты осуществляется в зависимости

от условий прокладки сооружений и данных о коррозионной активности среды

по отношению к металлу защищаемого сооружения с учетом результатов технико-

экономических расчетов.

§ 2. Защита резервуаров от коррозии

328. Способы защиты от коррозии резервуаров следует принимать

по КМК 2.03.11-96 «Защита строительных конструкций от коррозии» и в зависимости

от степени агрессивного воздействия среды на конструкции.

329. Антикоррозионные покрытия должны быть устойчивы к воздействию нефти

(газового конденсата), подтоварной воды, пара (или горячей воды).

330. Методы защиты резервуаров от коррозии определяются проектом

на антикоррозионную защиту.

331. Технические средства автоматической пожарной сигнализации

и пожаротушения на резервуарах с высокосернистой (сернистой) нефтью и газовым

конденсатом должны иметь антикоррозионную защиту.

332. Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже

электрохимической защиты, должны соответствовать спецификации проекта

электрохимической защиты, государственным стандартам или техническим условиям

и иметь соответствующие сертификаты, технические паспорта.

333. Средства и установки электрохимической защиты должны быть поставлены

комплектно в соответствии со спецификацией, указанной в проекте, и сопровождены

документами, удостоверяющими соответствие указанных средств и установок

их техническим условиям.

334. При пуске и опробовании средств и установок электрохимической защиты

следует руководствоваться государственными стандартами, строительными нормами

и правилами, нормативно-техническими документами по защите подземных сооружений

от коррозии, а также требованиями технического проекта и рабочих чертежей

на электрохимическую защиту.

335. При защите внутренней поверхности резервуаров с помощью металлизации

с последующим нанесением изоляционного материала установка протекторов может

исключаться.

336. Техническое обслуживание и ремонт установок катодной защиты проводятся

в соответствии с графиком планово-предупредительных ремонтов.

337. Техническое обслуживание протекторной защиты должно включать:

контроль эффективности протекторной защиты;

замену изношенных протекторов.

338. Контроль работы протекторной защиты наружной поверхности днища

резервуара от почвенной коррозии необходимо проводить с помощью следующих

электрических измерений:

распределения потенциала «резервуар-грунт»;

омического сопротивления цепи протекторных установок;

силы тока протекторных установок.

339. Эффективность протекторной защиты проверяется измерением разности

потенциалов «резервуар – электролит» и силы тока в цепи «протектор – резервуар».

Разность потенциалов «резервуар – электролит» (днище – подтоварная вода) следует

измерять предназначенными для подобных измерений приборами с помощью

специального медносульфатного электрода сравнения.

340. Замену изношенных протекторов необходимо производить в соответствии

с планом ремонтно-профилактических работ, утвержденным руководством предприятия

и составленным с учетом срока службы протекторов и данных об их эксплуатации.

341. Для защиты от коррозии внутренней поверхности вертикальных стальных

резервуаров могут быть использованы покрытия, имеющиеся сертификаты

и разрешительные документы.

Не допускается допуск подрядчиков производства работ, не имеющих лицензий

на данный вид деятельности.

342. Визуальный и профилактический осмотры состояния антикоррозионной

защиты и сварных швов проводятся согласно графиков, утвержденных руководством

предприятия исходя из коррозионной ситуации.

Качество лакокрасочного покрытия определяется проверкой адгезии (адгезия

не менее 2 баллов – ГОСТ 15140-78 «Материалы лакокрасочные. Методы определения

адгезии») и замером толщины покрытия.

343. Дефекты покрытия, обнаруженные при периодических осмотрах, подлежат

устранению.

§ 3. Защита магистральных трубопроводов от коррозии

344. Все металлические сооружения транспортной системы должны быть защищены

от коррозии: почвенной, вызываемой блуждающими токами, атмосферной, внутренней.

345. Защита сооружений транспортной системы от коррозии осуществляется

в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные.

Общие требования к защите от коррозии», КМК 2.05.06-97 «Магистральные

трубопроводы», КМК 3.06.08-97 «Магистральные трубопроводы. Правила производства

и приемки работ».

346. Пассивная и активная защита от коррозии должна предусматриваться

проектом.

347. Для защиты подземных стальных трубопроводов должны применяться

защитные покрытия усиленного и весьма усиленного типа.

348. Для стальных трубопроводов, прокладываемых непосредственно в земле

в пределах территории городов и других населенных пунктов, промышленных

предприятий должны применяться покрытия весьма усиленного типа.

349. Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах

диаметром 1020 mm и более независимо от условий прокладки, а также на всех

трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

южнее 50º северной широты;

в засоленных почвах любого района страны;

в поливных почвах на участках перспективного обводнения и др.;

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные

и автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках

трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых

при проектировании в соответствии с КМК 2.05.06-97 «Магистральные трубопроводы»;

на пересечениях с различными трубопроводами - по 20 m в обе стороны

от пересечения;

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопровода с температурой транспортируемого сырья 40 ºС и выше;

на участках нефтепроводов, конденсатопроводов, прокладываемых на расстоянии

менее 1000 m от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также границ населенных пунктов

и промышленных предприятий.

350. Построенные трубопроводы и сооружения не допускается принимать

в эксплуатацию без средств электрохимической защиты.

351. При проектировании линейной части, объектов и оборудования

магистрального трубопровода предусматриваются мероприятия по предупреждению

внутренней коррозии.

352. При обнаружении в процессе эксплуатации признаков внутренней коррозии

объектов магистральных трубопроводов службой защиты от коррозии принимаются меры

к выявлению причин, остановке и предупреждению коррозии.

353. Контроль за поляризационным потенциалом и эффективностью работы средств

электрохимической защиты подземных металлических сооружений осуществляется

в контрольно-измерительных пунктах, устанавливаемых:

через каждый километр вдоль всей трассы трубопровода, а в зонах действия -

блуждающих токов - через 500 m;

в местах подключения средств электрохимической защиты, изменения типов

изоляционного покрытия, врезки отводов и установки изолирующих фланцев;

в переходах через водные преграды и под автомобильными и железными дорогами

(с самостоятельным выводом от трубопровода и футляра);

на пересечениях с металлическими трубопроводами и кабелями и в других

характерных точках (овраги, балки, места повышенной влажности).

354. В течение всего периода эксплуатации трубопроводов и резервуаров следует

не реже двух раз в год (весной и осенью) проводить электрометрические измерения

с составлением потенциальных диаграмм с целью установления:

величин переходных сопротивлений и защитных потенциалов;

участков повышенной коррозионной активности;

необходимости изменения режимов эксплуатации устройств электрохимической

защиты и защиты от блуждающих токов.

355. Поляризационные потенциалы измеряют в соответствии с требованиями

ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите

от коррозии»

356. Контроль качества защитных покрытий должен осуществляться

при проведении изоляционных работ в базовых условиях, строительстве, а также

при эксплуатации сооружений.

357. Основными контролирующими параметрами защитных покрытий являются

их характеристики (толщина, адгезия к стали, сплошность и переходное сопротивление).

Наличие механических повреждений изоляции определяется визуально.

358. Толщина защитных покрытий контролируется приборным методом

неразрушающего контроля с применением толщинометров или других измерительных

приборов.

359. Адгезия защитных покрытий к стали контролируется приборным методом

с применением адгезиметров. Допускается определение адгезии методом выреза

треугольника под углом 45.

360. Сплошность защитного покрытия смонтированного трубопровода

контролируют перед укладкой в траншею искровым дефектоскопом. Контроль

сплошности защитного покрытия на уложенном и засыпанном трубопроводе,

находящемся в незамерзшем грунте, проводят искателем повреждений.

361. Законченные строительством участки трубопроводов подлежат контролю

по переходному сопротивлению методом катодной поляризации.

362. Выборочный контроль состояния защитных покрытий подземных сооружений

должен проводиться на коррозионно-опасных участках не реже 1 раза в год в весенне-

осенний период.

363. Трубопроводы, проходящие в одном технологическом коридоре, должны быть

включены в единую систему совместной электрохимической защиты. При невозможности

создания единой системы совместной защиты необходимо исключить вредное влияние

защит соседних сооружений друг на друга.

364. Ширина защитной зоны одной установки катодной защиты на начало

эксплуатации должна составлять не менее 20 km для нормальной изоляции и 30 km

для усиленной изоляции.

365. К выполнению работ по эксплуатации устройств электрохимической защиты

с питанием от сети напряжением до 1000 V допускаются лица, имеющие

квалификационную группу по технике безопасности не ниже III, сдавшие экзамены

в установленном порядке.

366. При эксплуатации устройств электрохимической защиты обслуживающий

персонал обеспечивается индивидуальными защитными средствами: изолирующими

подставками, резиновыми ковриками, диэлектрическими галошами, ботами и перчатками,

инструментом для монтера с изолированными ручками, указателями напряжения.

367. Ежегодно необходимо составлять отчеты о скорости коррозии.

ГЛАВА 10. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ТРУДА,

ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

§ 1. Техника безопасности и охрана труда

§ 2. Пожарная безопасность

§ 3. Техника безопасности и пожарная безопасность при эксплуатации сливно-

наливных пунктов (эстакад) нефти и газового конденсата

§ 4. Техника безопасности и пожарная безопасность при эксплуатации насосных

станций, насосов для перекачки нефти и газового конденсата

§ 5. Молниезащита и защита от статического электричества

§ 6. Охрана окружающей среды

§ 7. Промышленная безопасность

§ 1. Техника безопасности и охрана труда

368. Требования по охране труда при эксплуатации производственных объектов

определяются Законом Республики Узбекистан «Об охране труда» от 6 мая 1993 г.

№ 839-XII.

369. На предприятиях должен быть реализован комплекс мер по гигиене труда

и промышленной санитарии, обеспечивающий выполнение требований СанПиН РУз

№ 0209-06 «Санитарные правила и гигиенические требования для нефтяной

промышленности».

370. При эксплуатации резервуарных парков необходимо соблюдать требования

настоящих Правил и правил по технике безопасности и охране труда, установленных

действующими правилами и нормами технической эксплуатации стальных резервуаров.

371. При выполнении работ, связанных с эксплуатацией магистральных

трубопроводов необходимо руководствоваться настоящими Правилами и правилами

безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов.

372. Общее руководство работой по охране труда и ответственность за состояние

техники безопасности и производственной санитарии в целом по предприятию

возлагается на руководство предприятия.

373. Для организации работ по охране труда, технике безопасности

и производственной санитарии и осуществления необходимого контроля на предприятиях

организовываются соответствующие службы.

374. Ряд технологических процессов при хранении и транспортировке нефти

и газового конденсата сопровождается выделением паров углеводородов в воздушную

среду производственных помещений. Для правильной организации работы по защите

воздушной среды производственных помещений и создания нормальных условий труда

необходимо выявить источники вредных выбросов, провести их паспортизацию, оценить

их количество.

375. Допустимые уровни шума на рабочих местах, общие требования к шумовым

характеристикам машин, механизмов, средств транспорта и другого оборудования

должны определяться согласно ГОСТ 12.1.003-83 «Система стандартов безопасности

труда. Шум. Общие требования безопасности».

376. Санитарно-гигиенические требования к температуре, влажности,

барометрическому давлению, скорости движения воздуха и содержание вредных веществ

(загазованности) в воздухе рабочей зоны производственных помещений и открытых

площадках должны соответствовать ГОСТ 12.1.005-88 «Система стандартов безопасности

труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»

и СанПин № 0324-16 «Санитарно-гигиенические нормы микроклимата производственных

помещений». Рабочей зоной считается пространство высотой 2 m над уровнем пола или

площадки, на которой находятся места постоянного или временного пребывания

работающих.

377. Санитарно-техническое состояние (загазованность, шум, вибрация,

освещенность и др.) участков и рабочих мест должно быть отражено в паспорте

санитарно-технического состояния предприятия. Размеры, санитарно-защитные зоны

устанавливаются в соответствии с действующими санитарными нормами.

378. Работники должны проходить предварительный медицинский осмотр, в сроки,

определенные лечебным учреждением, обслуживающим предприятие, по согласованию

с профсоюзной организацией и администрацией предприятия.

Организация и проведение предварительных осмотров (при поступлении на работу)

и периодических медицинских осмотров, работающих осуществляется в соответствии

с требованиями «Положения о порядке проведения медицинского осмотра сотрудников»

(рег. МЮ от 29.08.2012 г. № 2387).

379. Требования безопасности к производственным процессам должны быть

отражены в производственной и технологической документации, разработанной с учетом

требований ГОСТ 12.3.002-75 «Система стандартов безопасности труда. Процессы

производственные. Общие требования безопасности» предусматривающей:

размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, сооружений

и трубопроводных коммуникаций;

нормализацию воздушной среды в рабочей зоне работающих (загазованности,

освещенности и т. д.);

средства механизации;

систему контроля и управления технологическим процессом, обеспечивающую

защиту работающих и аварийное отключение производственного оборудования;

рациональную организацию труда и отдыха с целью профилактики монотонности,

а также тяжести труда;

герметизацию оборудования;

обеспечение защитными средствами работающих.

380. Обслуживающий персонал производственных объектов должен знать схемы

коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах в нормативные сроки

безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться

на рабочих местах.

381. Физически опасные и вредные производственные факторы, возникающие

при движении машин, механизмов, оборудования, должны выявляться непосредственно

на действующих объектах, а определение требований безопасности труда к ним должно

соответствовать ГОСТ 12.2.003-91 «Система стандартов безопасности труда.

Оборудование производственное. Общие требования безопасности».

382. Электробезопасность должна обеспечиваться согласно ГОСТ 12.1.019-79

«Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования»,

Правилам устройства электроустановок, утвержденным Приказом Государственной

инспекции по надзору в электроэнергетике от 21 мая 2004 года № 207 и Правилам

техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (рег. МЮ

от 20.08.2004 г. № 1400).

383. Электросварочные работы должны выполняться в соответствии

с действующими правилами техники безопасности и пожарной безопасности.

Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада

при отсутствии навесов над электросварочным оборудованием и рабочим местом

электросварщика не допускается.

При производстве электрогазосварочных работ должны применяться

соответствующие защитные маски и очки со светофильтром.

384. При выполнении работ на высоте необходимо пользоваться ящиками и сумками

для инструмента и крепежных изделий, спускать и поднимать все необходимые

для работы предметы с помощью хлопчатобумажной веревки.

На каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом

медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню.

Работники цехов и участков обеспечиваются средствами индивидуальной защиты,

спецодеждой, спецпитанием, предметами личной гигиены и другими средствами

в соответствии с «Типовыми нормами бесплатной выдачи специальной одежды,

специальной обуви и других средств индивидуальной защиты для работников нефтяных

и газовых производств» (рег. МЮ от 13.08.2010 г. № 2132).

385. На объектах хранения и транспортировки нефти и газового конденсата должны

быть разработаны инструкции по охране труда по профессиям и видам работ на основании

настоящих Правил и других нормативных документов. Инструкции должны быть

утверждены главным инженером и профсоюзным комитетом предприятия и подвергаться

пересмотру не реже одного раза в три года. Ранее указанного срока инструкции должны

быть пересмотрены:

при авариях, взрывах, несчастных случаях, в результате которых выявлено неполное

отражение в инструкциях мер безопасности;

в случае изменения технологического процесса, а также изменения руководящих

документов, положенных в основу инструкции.

386. Все работники предприятия, включая руководителей, должны проходить

обучение, инструктирование, проверку знаний и переаттестацию в соответствии

с требованиями «Типового положения об организации обучения и проверки знаний

по охране труда» (рег. МЮ от 14 августа 1996 г. № 272).

387. Руководящий персонал предприятия обязан обеспечить проведение

организационных и технологических мероприятий для создания безопасных условий

труда, инструктаж и обучение рабочих безопасным методам работы, контроль

за выполнением персоналом правил и инструкций по технике безопасности, рабочие

места - необходимыми плакатами по технике безопасности. Каждый несчастный случай,

а также любой другой случай нарушения правил охраны труда расследуется

в установленном порядке, выявляются причины подобных случаев и принимаются меры

по их предотвращению.

388. Специалисты и служащие, отвечающие за производство работ, обязаны строго

выполнять нормы и инструкции по технике безопасности и производственной санитарии

и требовать их выполнения от своих подчиненных.

§ 2. Пожарная безопасность

389. Организация работ по обеспечению пожарной безопасности

на производственных объектах должна осуществляться в соответствии с требованиями

Закона Республики Узбекистан «О пожарной безопасности» от 30.09.2009 г. № ЗРУ-226,

ГОСТ 12.1.004-91 «Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность.

Общие требования», Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности

(рег. МЮ от 31.07.2014 г. № 2605).

390. Общее руководство работой по пожарной безопасности, разработка

и осуществление перспективных и годовых планов противопожарных мероприятий,

ответственность за соблюдение противопожарного режима на предприятии,

своевременное выполнение противопожарных мероприятий, выполнение предписаний

и предложений Государственной службы пожарной безопасности Министерства

внутренних дел Республики Узбекистан, комплектация противопожарной техники

возлагается на руководство предприятия.

391. Пожарная безопасность на предприятии должна обеспечиваться системой

предотвращения пожара и пожарной защиты.

Система предотвращения пожара – комплекс организационных мероприятий

и технических средств, направленных на исключение возможности возникновения

пожара.

Система пожарной защиты – комплекс организационных мероприятий

и технических средств, направленных на предотвращение воздействия на людей опасных

факторов пожара и ограничение материального ущерба от него.

392. Для каждого цеха, установки, производственного участка должны быть

разработаны инструкции с учетом специфики производства и пожарной безопасности.

Инструкции по пожарной безопасности цехов, установок, производственных

участков (лабораторий, складов) должны содержать:

а) оценку пожаровзрывоопасности нефти и газового конденсата, применяемых

материалов, а также процессов производства;

б) требования пожарной безопасности, которые должны выполняться работающими;

в) специальные требования и мероприятия для особо опасных участков

производства;

г) правила остановки технологического оборудования и вызова службы пожарной

безопасности в случае пожара или аварии;

д) обязанности работников при возникновении пожара;

е) способы приведения в действие средств пожаротушения;

ж) требования к содержанию территории, в том числе подъездов к зданиям,

сооружениям, противопожарным резервуарам и пожарным гидрантам;

з) указание мест, где курение и применение открытого огня запрещено, а также

места, где курение разрешено.

393. На каждом производственном здании должны быть обозначены категории

производств по взрыво- и пожарной опасности и классы (зоны) в соответствии

с Правилами устройства электроустановок, утвержденными Приказом Государственной

инспекции по надзору в электроэнергетике от 21 мая 2004 года № 207.

394. Все виды сооружений должны быть защищены от прямых ударов молнии,

ее проявлений и от статического электричества, возникающего в процессе движения

сырья, в соответствии с действующими нормами и руководящими документами.

395. В производственных процессах, в которых участвуют вещества, способные

образовывать взрывоопасную среду, должны выполняться требования по обеспечению

их взрывобезопасности согласно ГОСТ 12.1.010-76 «Система стандартов безопасности

труда. Взрывобезопасность. Общие требования».

396. В производственных процессах с целью обеспечения взрывобезопасности

следует контролировать:

параметры взрывоопасных исходных веществ;

технологический режим;

состав воздуха производственных помещений;

состояние технологического и электрического оборудования.

397. Во взрывоопасных помещениях должна предусматриваться принудительная

приточно-вытяжная вентиляция, обеспечивающая в рабочее время не менее десяти

объемов в час, в нерабочее время не менее трех объемов в час, и аварийная вытяжная

вентиляция не менее восьми объемов в час.

398. В производственных помещениях, где возможно выделение взрывоопасных

паров и газов, для контроля состояния воздушной среды необходимо устанавливать

автоматические сигнализаторы, снабженные устройствами для подачи светового

и звукового сигналов. Система сигнализации выдает сигнал при концентрации паров

и газов, соответствующих 20 % от их нижнего концентрационного предела

воспламенения. Включение аварийной вентиляции должно предусматриваться

непосредственно от приборов, сигнализирующих об опасной концентрации

взрывоопасных паров и газов в воздухе помещения. Одновременно с включением

аварийной вытяжной вентиляции должно обеспечиваться отключение электроприводов

насосов и компрессоров.

Определение загазованности помещения производят переносными

газоанализаторами не реже одного раза в смену.

399. Огневые работы проводятся с соблюдением действующих инструкций

о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных,

взрывопожароопасных и пожароопасных объектах.

400. Здания, резервуары, станции и установки должны оборудоваться

стационарными установками пожаротушения и системами автоматического

пожаротушения согласно КМК 2.09.19 «Склады нефти и нефтепродуктов».

401. В резервуарных парках, на объектах сбора, подготовки и транспорта нефти

и газового конденсата должны быть созданы опорные пункты переносных установок

и средств, пенного тушения из расчета один опорный пункт на площади объекта не более

150 ha. Опорные пункты создаются независимо от наличия на объектах стационарных

систем пожаротушения.

Число переносных установок пенного тушения определяется на один пожар

по объекту, который требует наибольшего расхода огнетушащих средств.

Воздушные стволы, генераторы пены средней кратности, пеноподъемники

необходимо осматривать не реже одного раза в месяц. При этом проверяют состояние

установок и аппаратов в целом и отдельных частей их, очищают аппараты и смазывают

трущиеся части.

402. Здания и территории обеспечиваются необходимым противопожарным

инвентарем в соответствии с правилами пожарной безопасности и рекомендациями

по определению необходимого количества первичных средств пожаротушения,

выданными Главным управлением пожарной безопасности Министерства внутренних

дел Республики Узбекистан.

Использование пожарной техники и оборудования для хозяйственных,

производственных и прочих нужд, не связанных с обучением пожарных формирований

и тушением пожаров не допускается.

403. Пожарные краны внутреннего противопожарного водопровода необходимо

оборудовать рукавами и стволами, заключенными в шкафы, которые пломбируются.

Пожарные рукава должны быть сухими, хорошо скатанными и примыкать к крану,

а ствол к рукаву. На дверце шкафа пожарного крана необходимо указать: буквенный

индекс «ПК», порядковый номер пожарного крана и номер телефона территориальной

пожарной охраны. Пожарные рукава должны имеет длину не менее 20 m.

404. Пожарные резервуары, водоемы, водопроводная сеть, гидранты, а также

спринклерные, дренчерные и насосные установки должны быть в постоянной готовности

к их использованию в случае пожара или загорания. Проверка их работоспособности

должна осуществляться не реже двух раз в год.

405. При эксплуатации искусственных закрытых пожарных водоемов необходимо:

своевременно пополнять водоемы водой;

не допускать расхода воды из пожарных водоемов на хозяйственные или иные

нужды;

постоянно следить за уровнем воды в водоемах и при обнаружении утечки воды

немедленно принять меры к устранению причин;

не допускать засорения водоема мусором и посторонними предметами;

следить за сохранностью и исправным состоянием откосов и водозаборных

устройств;

следить, чтобы проезды и площадки у водоемов находились в исправном

и свободном состоянии для проезда в любое время года.

406. На местах расположения противопожарных водоисточников (водоемы,

гидранты и т.д.) следует установить световые или флуоресцентные указатели

по ГОСТ 12.4.009-83 «Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника

для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание», с нанесением

буквенных индексов – «ПВ», «ПГ» и т.д., цифровыми значениями запаса воды в m

3

и количества пожарных автомобилей, которые могут быть одновременно установлены

на площадке у водоема. Закрытый водоем, перед приемным колодцем, для открывания

задвижки обеспечивается штурвалом.

407. Ответственность за техническое состояние сети противопожарного

водоснабжения несут руководитель объекта или организация, эксплуатирующая

(обслуживающая) сеть. Пожарные гидранты в зимнее время должны быть утеплены

и крышка люка очищаться от снега и льда. При отключении участков водопроводной сети

и гидрантов или уменьшении давления в сети ниже требуемого, необходимо извещать

об этом подразделения пожарной охраны.

408. Средства пожаротушения и пожарный инструмент необходимо окрашивать

в цвета, соответствующие требованиям действующего государственного стандарта.

409. Доступ к телефонным аппаратам для вызова пожарной помощи должен быть

свободным круглосуточно. У телефонного аппарата должна быть вывешена табличка

с указанием порядка вызова пожарной охраны.

410. Средства связи и сигнализации следует содержать в исправном состоянии

и обеспечивать прием и передачу сигнала о возникновении пожара в любое время суток.

411. На территории производственных объектов на видных местах должны быть

установлены знаки пожарной безопасности, обозначения места расположения пожарного

инвентаря, оборудования, гидрантов, колодцев и т.д., подходов к нему, а также

для обозначения запретов на действия, нарушающие пожарную безопасность.

Надписи и знаки должны соответствовать ГОСТ 12.4.026-76 «Система стандартов

безопасности труда. Цвета сигнальные и знаки безопасности».

412. На случай возникновения пожара в производственных, вспомогательных

и других зданиях и помещениях должна быть обеспечена возможность безопасной

эвакуации людей.

В каждом производственном здании на видном месте вывешиваются планы

эвакуации людей в случае пожара.

Ответственность за разработку планов эвакуации возлагается на руководителей

объектов.

§ 3. Техника безопасности и пожарная безопасность при эксплуатации

сливно-наливных пунктов (эстакад) нефти и газового конденсата

413. На наливных пунктах нефти и газового конденсата площадки, на которых

размещены сливно-наливные сооружения, должны обеспечивать, в случае аварии

и проливов, беспрепятственный сток жидкости в отводные лотки или каналы,

соединенные через гидравлические (или иного типа) затворы со сборником

или производственной канализацией.

414. Места налива и слива должны быть оборудованы взрывобезопасным

освещением, обеспечивающим производство работ круглосуточно, а также снабжены

противопожарными средствами в соответствии с установленными нормами.

415. Сливно-наливные устройства должны подвергаться регулярному осмотру

и планово-предупредительному ремонту. Обнаруженные неисправности и утечки следует

немедленно устранять. Неисправная часть сливного устройства должна быть отключена.

416. Допустимое число автоцистерн, одновременно находящихся на оперативной

сливно-наливной площадке, не должно превышать возможного числа одновременно

наполняемых (сливаемых) цистерн по мощности оборудования.

417. Въезд на оперативную площадку допускается только исправного

автотранспорта.

418. На оперативной сливно-наливной площадке должны быть устроены

постоянное заземление и розетки для удобного и надежного присоединения

заземлительных устройств автоцистерн.

419. Перед сливом или наливом сырья обслуживающий персонал должен проверить

исправность автоцистерн, ее оборудования и электропроводки.

420. Водитель автоцистерны должен иметь защитные очки, рукавицы и резиновый

фартук и огнезащитную антистатическую спецодежду.

421. Слив и налив нефти или газового конденсата должны производиться

при неработающем двигателе автоцистерны и вынутом ключе из гнезда для зажигания.

Двигатель можно запускать только после отсоединения рукава и установки заглушки на

присоединительном патрубке цистерны.

422. При обнаружении неисправности автоцистерны налив в нее должен быть

немедленно прекращен, а сырье из автоцистерны слито в аварийную емкость.

423. Наполненную сырьем автоцистерну не допускается останавливать вблизи мест

с открытым огнем. Не допускается курить возле автоцистерны или в ее кабине.

424. При появлении вблизи автоцистерны открытого огня ее следует вывести

за пределы опасной зоны. Если это сделать невозможно, автоцистерну для охлаждения

необходимо поливать водой.

425. Для маневрового передвижения цистерн по железнодорожным путям

на территории сливной или наливной станции должны применяться механизмы,

отвечающие условиям безопасной эксплуатации во взрывоопасных средах.

426. Не допускается применение стальных ломов или других стальных предметов

для сдвига с места и подкатки железнодорожных цистерн к месту их слива или налива.

Для этого следует применять специально устанавливаемые лебедки или деревянные ваги.

427. Сортировку железнодорожных цистерн и расцепку их следует осуществлять

за пределами эстакады слива или налива.

Во время сливно-наливных операций нефти и газового конденсата на эстакаде

выполнять маневровые работы и подавать маршрут на свободный путь не допускается.

Во время сливных операций, проводимых с помощью устройств герметизированного

слива, допускается подавать железнодорожные цистерны с нефтью и газовым

конденсатом на свободные пути эстакады.

428. Скорость движения при подаче железнодорожных цистерн под слив и налив

не должна превышать 5-6 km/h.

429. Операции по сливу и наливу железнодорожных цистерн должны выполняться

после удаления локомотива с территории эстакады.

430. Железнодорожные цистерны под слив или налив должны подаваться

и выводиться плавно, без толчков и рывков.

431. Не допускается торможение железнодорожных цистерн металлическими

башмаками на территории сливно-наливной эстакады. Для этой цели должны применяться

башмаки, изготовленные из материала, не дающего искр при ударе.

432. Цистерны до начала сливно-наливных операций должны быть закреплены

на рельсовом пути специальными башмаками и заземлены.

433. Откидные мостики сливно-наливной эстакады должны иметь деревянные

подушки с потайными болтами.

434. В период, когда слив или налив сырья не производится, держать цистерны

подсоединенными к трубопроводам не допускается.

435. Для местного освещения во время сливно-наливных операций необходимо

применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.

436. При наливе или сливе нефти и газового конденсата не допускаются удары

при закрытии крышек люков цистерн, при присоединении шлангов и других приборов

к железнодорожным цистернам. Инструмент, применяемый во время операций слива

и налива, должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударах. При наливе

наконечник шланга должен быть опущен до дна цистерны; налив следует осуществлять

под уровень жидкости во избежание разбрызгивания.

437. Не допускается слив и налив нефти и газового конденсата при разрядах

атмосферного электричества; люки железнодорожных цистерн должны быть закрыты.

438. Прием под налив железнодорожных цистерн без отметки технического

осмотра, а также с явными признаками утечки или других неисправностей,

препятствующих наливу продуктов, не допускается.

439. При обнаружении в процессе налива в железнодорожной цистерне утечки

налив в эту цистерну должен быть немедленно приостановлен до полного устранения

неисправности. Если невозможно устранить утечку, цистерну необходимо освободить

от налитого сырья и возвратить на станцию отправления.

440. Застывшую нефть в сливно-наливных устройствах железнодорожных цистерн

допускается отогревать только паром, а также специальными подогревателями,

допущенными к эксплуатации для этих целей.

441. Железнодорожные пути, эстакады, цистерны и наконечники шлангов должны

быть заземлены. Сопротивление заземляющих устройств следует проверять не реже

одного раза в год по графику, утвержденному руководителем организации.

442. Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при проведении

сварочных и других огневых работ возлагается на руководителей участков, на территории

которых проводятся огневые работы.

443. Не допускается проводить огневые работы без принятия мер, исключающих

возможность возникновения пожара.

444. Не допускается проводить огневые работы в радиусе 100 m

от железнодорожной эстакады при проведении сливно-наливных операций.

445. Должностное лицо, ответственное за пожарную безопасность участка, обязан

тщательно проверить места проведения огневых или других пожароопасных временных

работ после их окончания.

446. Огневые работы должны выполняться на специально отведенных площадках,

расположенных с соблюдением установленных разрывов от пожаро- и взрывоопасных

производственных участков. Вблизи площадки вывешивается список лиц, ответственных

за проведение работ.

Кроме специально выделенных мест при необходимости огневые работы можно

проводить в местах приема, отпуска нефти и газового конденсата, резервуарного хранения

и т.д. При этом в каждом случае руководителем объекта выдается письменное разрешение

и оформляется наряд-допуск на проведение огневых работ после предварительного

согласования с местной пожарной охраной и службой охраны труда и техники

безопасности предприятия. В письменном разрешении на проведение огневых работ

должны быть указаны: место и характер работ, фамилия и должность ответственного за их

проведение. Разрешение выдается на одну рабочую смену.

447. Огневые работы на цистернах проводятся лицами, имеющими допуск,

выданный железнодорожной администрацией.

448. До начала огневых работ ответственный за их проведение обязан согласовать

эти работы с местным органом службы пожарной безопасности, провести анализ воздуха

на отсутствие взрывоопасных концентраций паров (газов), организовать выполнение всех

мер пожарной безопасности и обеспечить место проведения огневых работ средствами

пожаротушения.

При проведении огневых работ периодичность контроля воздуха не реже, чем через

30 минут.

В местах проведения огневых работ и на площадках, где установлены сварочные

агрегаты, трансформаторы и контрольно-измерительные приборы, должны быть приняты

следующие меры пожарной безопасности:

полностью устранена возможность проникновения паров нефти и газового

конденсата к месту выполнения этих работ;

на расстоянии 15 m от площадки, на которой проводятся огневые работы, от мест

установки сварочных агрегатов территория должна быть очищена от мусора, горючих

предметов и различных продуктов;

места, залитые нефтью и газовым конденсатом, необходимо убрать, засыпать сухим

песком или землей слоем не менее 5 cm;

в радиусе 5 m от места проведения огневых работ не должно быть сухой травы.

449. По окончании ремонтно-монтажных работ не допускается оставлять

в помещениях баллоны с кислородом и горючими газами.

450. Электрооборудование установок по своему типу и исполнению должно

соответствовать классу (зоне) пожаро- и взрывоопасности помещения или наружной

установки, характеристике окружающей среды, категории и группе взрывоопасности

продуктов.

§ 4. Техника безопасности и пожарная безопасность при эксплуатации

насосных станций, насосов для перекачки нефти и газового конденсата

451. Насосные станции размещаются на ограждаемой площадке, удаленной

от населенных пунктов и промышленных предприятий в соответствии с КМК 2.05.06

«Магистральные трубопроводы».

452. Электродвигатели, применяемые для привода насосов, должны быть

выполнены во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе

взрывоопасности перекачиваемого сырья в соответствии с требованиями Правил

устройства электроустановок, утвержденным Приказом Государственной инспекции

по надзору в электроэнергетике от 13.02.2004 г. № 84.

453. Эксплуатацию электроустановок насосных станций следует

осуществлять согласно Правилам устройства электроустановок, утвержденным Приказом

Государственной инспекции по надзору в электроэнергетике от 21 мая 2004 года № 207

и Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей

(рег. МЮ от 20.08.2004 г. № 1400).

454. Насосные станции должны быть оборудованы системой пожаротушения

(инертными газами, пеной и др.), связью с объектами слива-налива продуктов, аварийной

блокировкой и снабжены первичными средствами пожаротушения по действующим

нормам.

455. Подземные технологические коммуникации, сооружения и колодцы должны

иметь на поверхности земли указатели с соответствующей привязкой.

456. На территории насосной станции должны быть установлены знаки,

регламентирующие движение транспортных средств.

457. Территория насосной станции, а также внутрипроизводственные помещения

должны иметь освещение, отвечающее требованиям норм техники безопасности

и КМК 2.01.05-98 «Естественное и искусственное освещение».

458. Насосные агрегаты и вспомогательное оборудование должны иметь

порядковые номера в соответствии с технологической схемой, нанесенные белой краской

на видном месте.

459. Техническое обслуживание и ремонт (профилактический, мелкий, средний,

капитальный) насосных агрегатов проводятся по утвержденному графику в соответствии

с инструкциями заводов-изготовителей и планом ремонтных работ.

460. К началу эксплуатации насосной станции должны быть составлены

производственные инструкции, инструкции по технике безопасности, пожарной

безопасности, в которых должны быть указаны последовательность операций пуска

и остановки основного и вспомогательного оборудования, порядок обслуживания

и действия персонала в аварийной ситуации, перечислены ситуации, запрещающие запуск

и эксплуатацию насосных установок.

461. Эксплуатация насосных агрегатов должна осуществляться с включенной

автоматической защитой, которая должна срабатывать при отклонении от заданных

технологических параметров основного и вспомогательного оборудования.

На неавтоматизированных насосных станциях аварийная остановка насосного

агрегата должна быть осуществлена дежурным персоналом в соответствии

с требованиями рабочей инструкции.

Не допускается пуск агрегатов при неисправности средств автоматического

контроля.

462. Во время работы насосной станции эксплуатационный персонал обязан:

контролировать показания всех контрольно-измерительных приборов, относящихся

к насосным агрегатам и насосной станции в целом, особенно за давлением

на нагнетательной стороне насосов;

контролировать предельно-допустимую концентрацию паров углеводородов

в воздухе рабочей зоны, в помещении установки насосных агрегатов, температуру

подшипников, сальников, торцевых уплотнений и поступлением к ним смазки,

уплотнительной и охлаждающей жидкостей;

контролировать уровень сырья в резервуарах и подпорных емкостях;

проверять герметичность уплотнений насосов и арматуры;

проверять наличие смазки;

обеспечивать исправную работу систем вентиляции.

463. Выявленные неполадки, при которых следует немедленно выключить

насосный агрегат, следующие:

утечка жидкости из уплотнительных элементов насоса в количестве, превышающем

рекомендуемое в технических условиях по обслуживанию;

вибрация агрегата или явно слышимый стук;

повышение температуры подшипников или торцевого уплотнения выше паспортных

данных;

внезапное падение давления на выкиде насоса более чем на 10 %;

появление трещины в корпусе насоса;

отставание края рамы насоса от фундамента;

сброс нагрузки насоса (из-за попадания в него газа или воздуха);

недопустимое превышение давления на нагнетательной стороне насоса;

недопустимый перепад давления в системе смазки и охлаждения;

неполадки в работе системы вентиляции, которая должна блокироваться с работой

насоса;

другие неисправности, нарушающие нормальный режим работы насоса

и трубопровода.

464. Не допускается любое устранение неисправности и ремонт работающего

насоса, включая подтягивание болтов, смазку подшипников и т.п.

465. Применение открытого огня на территории действующей насосной станции

не допускается. Сварочные и другие огневые работы произ водятся на специально

оборудованной и обозначенной знаками площадке, согласованной с пожарной охраной.

Сварочные работы вне отведенных площадок выполняются только по письменному

разрешению руководства в соответствии с инструкцией о порядке ведения сварочных

и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных

объектах.

466. Повторный пуск насосов возможен только после выявления причины

неисправности и ее устранения.

Выявленные неисправности, а также случаи остановки из-за них обязательно

должны быть записаны в вахтовом журнале работы насосов.

467. Отключение работающего и ввод в работу резервного насосного агрегата или

подпорных насосов резервуарного парка должны производиться только с разрешения

диспетчера.

Исключением являются аварийные ситуации, требующие немедленной остановки

отдельного агрегата или насосной станции в целом.

§ 5. Молниезащита и защита от статического электричества

468. Здания, сооружения, оборудование, аппараты, воздуховоды

и внутриплощадочные коммуникации должны быть защищены от прямых ударов

молнии, ее вторичных проявлений и статического электричества согласно требованиям

нормативных документов.

469. Приемка в эксплуатацию средств молниезащиты, защиты от статического

электричества должна быть проведена до начала приемо-сдаточных испытаний зданий,

сооружений и оборудования, для которых указанные средства предназначены.

470. Для резервуарных парков при общей вместимости группы резервуаров более

100 000 m

3

защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно

стоящими молниеотводами.

471. После каждой грозы или сильного ветра все устройства молниезащиты

должны быть осмотрены и обнаруженные повреждения немедленно устранены.

472. При эксплуатации устройств молниезащиты должен осуществляться

систематический контроль за их техническим состоянием. В случае выявления

механических повреждений и износа устройств молниезащиты следует производить

текущий или капитальный ремонт.

Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводиться 1 раз в год перед

началом грозового сезона.

Проверке подлежат целостность и защищенность от коррозии доступных обзору

частей молниеприемников и токоотводов и контактов между ними, а также значение

сопротивления току промышленной частоты заземлителей отдельно стоящих

молниеотводов. Это значение не должно превышать результаты соответствующих замеров

на стадии приемки более чем в пять раз. При превышении сопротивления заземлений

более чем в пять раз по сравнению с замерами в период приемки заземление подлежит

ревизии (и ремонту, при необходимости).

473. Для защиты от статического электричества должны использоваться

заземляющие устройства электрооборудования и электроустановок. Заземляющие

устройства должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок,

утвержденных Приказом Государственной инспекции по надзору в электроэнергетике от

21 мая 2004 года № 207.

474. Все металлическое оборудование, относящееся к одному сооружению

(наружной установке): резервуары, трубопроводы, сливно -наливные устройства,

расположенные внутри и вне помещений, предназначенные для транспортирования,

приема и отпуска нефти или газового конденсата, должны представлять собой

непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру

заземления не менее чем в двух местах.

475. Каждый отдельный аппарат, а также отдельно установленные емкости

и аппараты, если они не присоединены к общей заземляющей системе, подлежат

отдельному заземлению.

476. Железнодорожные цистерны или автоцистерны до начала заполнения

их продуктом или слива его должны быть присоединены к постоянным заземлителям.

477. Отсоединять и присоединять защитные проводники во время сл ивно-

наливных операций не допускается.

478. На каждое заземляющее устройство должен быть заведен паспорт. Первые два

года эксплуатации необходимо следить за осадкой грунта над заземляющими

устройствами. При осадке грунт нужно досыпать и тщательно утрамбовывать.

479. Обслуживание устройств защиты от статического электричества должно

проводиться согласно графику планово-предупредительного ремонта.

480. Измерение электрических сопротивлений заземляющих устройств для защиты

от статического электричества должно производиться не реже одного раза в год в период

наименьшей проводимости грунта (летом – при наибольшем просыхании или зимой –

при наибольшем промерзании почвы).

481. Ответственность за организацию безопасной эксплуатации и исправное

состояние устройств защиты от статического электричества и молниезащиты несет

служба главного энергетика эксплуатирующей организации.

§ 6. Охрана окружающей среды

482. Деятельность предприятий в области охраны природы и рационального

использования природных ресурсов регламентируется Законом Республики Узбекистан

«Об охране природы» 9 декабря 1992 года № 754-XII, а также земельным, водным,

лесным законодательством, законодательством о недрах, об охране и использовании

атмосферного воздуха, растительного и животного мира, иными актами законодательства

Республики Узбекистан.

483. В процессе подготовки, транспортировки и хранения нефти и газового

конденсата загрязнение окружающей среды может быть вызвано утечками сырья

(через сальники, фланцевые соединения, торцевые уплотнения, свищи, разрывы

трубопроводов и т.д.), опорожнением емкостей аппаратуры, стравливание или сжигание

паровой фазы и т.д.

484. С целью охраны окружающей среды при сборе, хранении и транспортировке

нефти и газового конденсата предусматривается:

соблюдение действующих стандартов, норм и правил в области охраны окружающей

среды;

рациональное использование природных ресурсов;

систематический контроль степени загрязнения водных акваторий, атмосферы

и почвы нефтью и конденсатом;

своевременная ликвидация последствий загрязнения окружающей среды;

разработка и планомерное осуществление на всех уровнях управления

производством мероприятий по охране окружающей среды и сокращению потерь нефти

и конденсата.

485. Расположение аварийных амбаров, отводных канав для сброса нефти

и газового конденсата при аварии в целях предотвращения при аварии разлива нефти

и газового конденсата на территорию населенного пункта, предприятия или на пути

железных дорог осуществляется в соответствии со строительными нормами и правилами.

486. Земляные канализационные сооружения (пруды-отстойники, пруды-

испарители, шламонакопители и др.), а также аварийные земляные амбары должны иметь

противофильтрационную защиту откосов и днищ (экраны из полимерных пленок, глины

и др.), исключающую загрязнение нефтью и газовым конденсатом почвы подземных вод.

487. На объектах хранения и транспортировки нефти и газового конденсата должен

быть обеспечен инструментальный контроль за соблюдением разрешенных объемов

на выбросы, сбросы, за размещением производственных и бытовых отходов, а также,

при необходимости, за другими возможными вредными техногенными воздействиями

на окружающую среду.

488. В процессе эксплуатации объектов хранения и транспортировки нефти

и газового конденсата особое внимание необходимо обращать на техническое состояние

оборудования, которое может явиться источником загрязнения атмосферы (резервуары,

трубопроводные коммуникации, железнодорожные и автоналивные эстакады, очистные

сооружения, запорная арматура, фланцевые, муфтовые и другие соединения, котельные

установки и двигатели внутреннего сгорания).

489. В соответствии с Законом Республики Узбекистан «Об охране атмосферного

воздуха» от 27 декабря 1996 г. № 353-I для каждого источника выброса и в целом

по предприятию должны быть установлены нормы предельно допустимых выбросов

загрязняющих веществ в атмосферу.

490. После установления норм предельно допустимых выбросов должна быть

организована система контроля за их соблюдением, элементом которой является

лабораторный контроль фактического загрязнения атмосферного воздуха загрязняющими

веществами на источниках выбросов.

491. В целях снижения загрязнения атмосферы выбросами вредных веществ

необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти и газового

конденсата: оснащение резервуаров понтонами; герметизация резервуаров и дыхательной

арматуры; своевременный профилактический ремонт трубопроводов и запорной

арматуры; окраска наружной поверхности резервуаров, покрытия с низким

коэффициентом излучения; централизованная закрытая система сбора углеводородов

с компримированием и др.

492. Использование предприятием водных объектов осуществляется в соответствии

с требованиями, установленными Законом Республики Узбекистан «О воде

и водопользовании» от 6 мая 1993 г. № 837-XII.

493. Для обеспечения требований к составу и свойствам воды водных объектов

хозяйственно-питьевого или культурно-бытового водопользования, изложенных

в СанПиН РУз № 0318 - 15 «Гигиенические и противоэпидемические требования к охране

воды водоѐмов на территории Республики Узбекистан», для производственных участков,

имеющих самостоятельные выпуски сточных вод в водные объекты и на рельеф

местности должны быть разработаны нормы предельно допустимых сбросов

загрязняющих веществ и согласованы с органами Госкомприроды РУз как по составу, так

и по объему сбросов.

494. Использование предприятием водных объектов (рек, озер, водохранилищ,

других поверхностных водоемов и водных источников, а также воды каналов и прудов,

подземных вод и территориальных вод РУз), с применением сооружений или технических

устройств, для удовлетворения потребностей в воде, а также сброса сточных вод

осуществляется при наличии разрешения на специальное водопользование.

495. Выдача разрешений на специальное водопользование осуществляется органами

системы Госкомприроды РУз.

496. Производственные сточные воды и дождевые воды (загрязненные нефтью

и газовым конденсатом) должны быть очищены на местных очистных сооружениях.

497. Очистные сооружения состоят из комплекса по очистке сточных вод

(песколовка, нефтеловушка, флотационная установка, фильтры, резервуары -отстойники,

пруды-отстойники и др.), обеспечивающего степень очистки согласно требованиям

нормативных документов по вопросу охраны поверхностных вод от загрязнений

сточными водами.

498. Для очистки сточных вод от нефти и газового конденсата могут применяться

механический, физико-химический, химический, биохимический и другие способы.

499. Осадки, образующиеся при зачистке резервуаров, трубопроводов, колодцев,

очистных сооружений размытые водой, паром или специальными моющими средствами,

отводятся в шламонакопители или на специальные площадки по самостоятельной системе

трубопроводов. Размытые осадки в канализацию не сбрасываются.

500. Источниками загрязнения почвы нефтью и газовым конденсатом могут быть

неплотности запорной арматуры, фланцевых, муфтовых соединений, сварных стыков

оборудования; утечки вследствие коррозионных повреждений резервуаров

и трубопроводов и др.

501. Для сокращения потерь нефти и газового конденсата и предотвращения

загрязнения почвы при разливах, отборе проб и ремонтах необходимо устраивать

закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой сырья,

осуществлять постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования,

сальниковых устройств, фланцевых и резьбовых соединений, съемных деталей, люков

и т. д.

502. Загрязнение почвы нефтью или газовым конденсатом ликвидируется путем

сбора разлитой продукции, выжигания остатков, удаления продуктов сгорания

с последующей рекультивацией и т.д.

503. Предоставленные организации на временное пользование

сельскохозяйственные и лесные угодья возвращаются в состоянии, пригодном

для использования по назначению в соответствии с нормативными документами

о порядке передачи, рекультивации земель землепользователям предприятиями,

проводящими работы, связанные с нарушением почвенного покрова.

504. Твердые отходы (продукты коррозии, механические примеси, нефтешламы),

образующиеся при зачистке резервуаров, должны быть утилизированы или размещены

в специально отведенных местах.

505. В соответствии с Законом Республики Узбекистан «Об отходах» от 5 апреля

2002 г. № 362-II размещение отходов, образующихся в процессе производственной

деятельности, допускается на основе разрешения, выдаваемого территориальными

органами по охране природы, на основании утвержденных нормативов образования

отходов и лимитов на их размещения для предприятия.

506. Отстой из резервуаров, уловленный продукт и удаленный осадок очистных

сооружений, отходы из шламонакопителей утилизируются, подвергаются

обезвреживанию или захоронению в соответствии с СанПиН РУз № 0300-11 «Санитарные

правила и нормы организации сбора, инвентаризации, классификации, обезвреживания,

хранения и утилизации промышленных отходов в условиях Узбекистана».

§ 7. Промышленная безопасность

507. Объекты, осуществляющие хранение и транспортировку нефти и газового

конденсата, относятся к опасным производственным объектам.

508. Организация работ по обеспечению промышленной безопасности

при эксплуатации объектов хранения и транспортировки нефти и газового конденсата

осуществляется на основании Закона Республики Узбекистан «О промышленной

безопасности опасных производственных объектов» от 28 сентября 2006 г. № ЗРУ-57.

509. Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности,

а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководители

эксплуатирующей организации и лица, на которых возложены такие обязанности

в соответствии с должностными инструкциями.

510. Система управления промышленной безопасностью производственных

объектов предприятия должна предусматривать:

идентификацию опасных производственных объектов;

лицензирование деятельности по эксплуатации;

организацию эксплуатации производственных объектов с соблюдением требований

действующих правил и норм;

непрерывный контроль (мониторинг) состояния безопасности объектов;

выработку методов и планов поддержания безопасности объектов в пределах норм

или допустимых рисков и реализацию этих планов;

поддержание в готовности систем управления и оповещения, сил и средств

по ликвидации аварий и их последствий, взаимодействие с формированиями МЧС;

взаимодействие со специально уполномоченными государственными органами,

которые в соответствии с законодательством имеют отдельные полномочия в области

промышленной безопасности, органами государственной власти на местах, а также

органами самоуправления граждан в случае аварии на опасном производственном

объекте;

страхование ответственности за причинение вреда жизни, здоровью

и (или) имуществу других лиц и окружающей среде в случае аварии на опасном

производственном объекте;

разработку деклараций промышленной безопасности.

511. Разработка декларации промышленной безопасности опасных

производственных объектов осуществляется в соответствии с порядком установленным

Положением о порядке разработки деклараций промышленной безопасности опасного

производственного объекта, утвержденным Постановлением Кабинета Министров

Республики Узбекистан № 271 от 10.12.2008 г.

Tadbir nomiAmalga oshirish mexanizmiAmalga oshirish muddatiIjrochilar
1Тасдиклаш тасдиклаш15 иш куни"Sanoatgeokontexnazorat"

So`rovnoma natijalari