Капитальный ремонт трубопроводов документация

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий регламент определяет состав технологических трубопроводов, порядок проведения технического обслуживания и ремонта технологических трубопроводов, а также перечень операций при выполнении указанных работ.

1.2. Регламент разработан на основании положений РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Технологические трубопроводы включают и себя внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорно-регулирующую арматуру, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

2.2. Техническое диагностирование — комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов технологических трубопроводов, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации.

2.3. Техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию работоспособности трубопроводов и входящих в его состав устройств при их эксплуатации.

2.4. Текущий ремонт — ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности технологических трубопроводов и входящих в его состав устройств.

2.5. Капитальный ремонт — комплекс мероприятий по восстановлению исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса технологических трубопроводов и входящих в его состав устройств с заменой или восстановлением любых элементов, включая базовые, и их регулировка.

3. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств производится в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 («Руководство по эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»). В период эксплуатации обслуживающий персонал осуществляет контроль за состоянием наружной поверхности участков трубопроводов, проложенных открытым способом, их деталей, сварных швов, фланцевых соединений, арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д.

Результаты осмотра фиксируются в журнале не реже одного раза в смену. Обслуживание технологических трубопроводов НПС производится согласно графику ППР, разработанного инженером-механиком НПС, и утвержденного главным инженером РНУ (Приложение 2 ).

Для определения технического состояния технологических трубопроводов проводится их диагностика. Диагностику рекомендуется проводить акустико-эмиссионным методом. Диагностика проводится по методике, согласованной с отделами ОГМ, ТТО, ТБиПБ, инспекцией по надзору за магистральными нефтепроводами и утвержденной главным инженером ОАО МН. Диагностика выполняется собственными силами эксплуатирующей организации или подрядчиком при условии наличия лицензии на право выполнения данных работ, необходимого оборудования и квалифицированных кадров.

На основании результатов проведенной диагностики разрабатываются планы и мероприятия по устранению выявленных дефектов и определяется срок повторной диагностики.

3.2. Испытания технологических трубопроводов проводятся не реже 1 раза в 8 лет. Давление и режим испытаний устанавливается в зависимости от срока и параметров эксплуатации трубопровода согласно документам, регламентирующим проведение испытаний на действующем трубопроводе.

По результатам испытаний составляется акт и принимается решение о проведении ремонтных работ.

3.3. Текущий ремонт выполняется по наряду-допуску, утвержденному руководством НПС, согласованному с начальниками служб НПС, инженером ОТ.

Капитальный ремонт производится согласно мероприятиям, подписанным главным инженером РНУ, заместителем начальника РНУ по ТТО, начальником ОГМ РНУ, начальником ОТБ РНУ, согласованных с ВПЧ и инспекцией по надзору за магистральными трубопроводами, ОГМ, ОТБ, ТТО ОАО МН и утвержденных главным инженером ОАО МН или заместителем генерального директора по производству.

3.4. Вывод в текущий ремонт оборудования камеры регуляторов давлений осуществляется по разрешению руководства РНУ (начальник, главный инженер, зам. начальника по производству, зам. начальника по ТТО) на основании письменного запроса руководства НПС, согласованного с начальником соответствующей службы РНУ.

Капитальный ремонт, связанный с перемонтажем или заменой регулирующих заслонок производится согласно мероприятиям. Разрешение на производство работ дается на основании письменного подтверждения за подписью руководства РНУ о выполнении подготовительных работ и готовности к проведению основных работ. Разрешение на производство работ дает главный инженер ОАО МН, заместитель генерального директора по производству, заместитель генерального директора по ТТО ОАО МН.

3.5. Вывод в ремонт клапана, аккумулятора одной струны блока гашения ударной волны производится с разрешения руководства РНУ по письменному запросу за подписью руководителя НПС при наличии отсекающих задвижек на струне. Работы выполняются по наряду-допуску. Вывод из работы всей системы производится по разрешению руководства ОАО МН на основании запроса за подписью руководства РНУ.

3.6. Вывод в ремонт фильтра-грязеуловителя производится по разрешению руководства РНУ на основании письменного запроса руководства НПС.

3.7. Вывод в ремонт или ревизию предохранительного клапана блока предохранительных клапанов при наличии на нем отсекающих задвижек производится по разрешению руководства РНУ на основании письменного запроса руководства НПС, согласованного с начальником ОГМ РНУ. При отсутствии отсекающих задвижек выполнение работ по ремонту и ревизии предохранительных клапанов производится в период плановой остановки НПС.

4. ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ ПО ТО И РЕМОНТУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Оценка работоспособности блока гашения ударной волны осуществляется согласно инструкций заводов изготовителей, кроме того, производится контроль уровня жидкости в разъединительной емкости (уровень жидкости считается допустимым при давлении в приемном трубопроводе ниже 1,5 МПа из открытого среднего вентиля потечет антифриз), а также контроль исправности клапанов сброса нефти и подпорного устройства, обеспечивающего прижатие втулок клапанов в закрытом положении. Контроль осуществляется по давлению воздуха в системе и изменению уровня нефти в емкостях сброса и гашения ударной волны. Система находится в работоспособном состоянии при условии нахождения в работе не менее 4-х клапанов из 6-ти нефтепровода Æ 1200 мм и 3-х из 4-х нефтепровода Æ 1000 мм.

В объем ТО блока гашения ударной волны входят: внешний осмотр установки для проверки возможных утечек жидкости, воздуха и уровня жидкости в разделительном баке, устранение обнаруженных дефектов, контроль герметичности дросселирующего клапана. При текущем ремонте БГУВ производятся все операции ТО, а также: устраняются все течи на технологических узлах, емкостях, задвижках, воздухопроводах; ремонт или замена неисправных клапанов, камеры гидроаккумулятора, промывка огневых предохранителей, очистка отстойника разделительной емкости от механических примесей. При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также: обследование состояния емкостей сброса и гашения ударной волны, обследование и очистка аккумуляторов, разделительной емкости, ремонт компрессора, разделительной системы, замена огневых предохранителей.

4.2. Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра. Работоспособное состояние системы фильтров характеризуется перепадом давления на фильтре и уровнем вибрации. При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств осуществляется непрерывный контроль работоспособности фильтров. Увеличение перепада давления на фильтре до величины более 0,05 МПа или уменьшение перепада давления до величины менее 0,03 МПа свидетельствует о засорении или повреждении фильтрующего элемента. Перепад давления определяется по показаниям манометров, установленных на входе и выходе каждого фильтра. Перепад измеряется манометрами класса точности не ниже 1,5 с пределом измерений от 0 до 4,0 МПа. В объем ТО входят проверка и устранение утечек по нефти во фланцевых и резьбовых соединениях, проверка перепада давления в каждом фильтре. При текущем ремонте производятся: проверка герметичности узлов трубопроводов, герметичности задвижек, очистка фильтров от грязи и парафина, ремонт или замена фильтрующих элементов, чистка дренажей, проверка технического состояния патрубка воздушника. При капитальном ремонте выполняются: замена фильтрующих элементов на новые, замена или ремонт задвижек, заварка дефектов корпуса, нанесение коррозионных покрытий и покраска корпусов фильтров, наземных трубопроводов. После проведения капитального ремонта, связанного с заваркой дефектов корпусов, фильтры испытываются на прочность и плотность водой давлением 1,33 Р_ном.

4.3. Оценка работоспособности предохранительных клапанов осуществляется дежурным и инженерно-техническим персоналом при оперативном контроле, ревизии при эксплуатации, проведении ТО и ТР, проверки на специальном стенде. Признаками неработоспособности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются: негерметичность — утечка среды через затвор клапана при давлении более низком, чем установочное давление; пульсация — быстрое и частое открытие и закрытие клапана; вибрация; отсутствие срабатывания при заданном установочном давлении. Неработоспособный клапан заменяется новым, отрегулированным на стенде или производится его ремонт по месту при наличии отсекающих задвижек на клапане. В объем ТО предохранительных клапанов входят: внешний осмотр, очистка от загрязнений наружных поверхностей, контроль герметичности, пульсации и вибрации. При текущем ремонте предохранительных клапанов производится устранение неисправностей, выявленных при ревизии, а также проверка величины давления срабатывания клапана и контроль пружины и уплотнительных поверхностей сопла золотника. При капитальном ремонте производится полная разборка, дефектация и восстановление изношенных деталей, замена крепежных деталей с неисправной резьбой, притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла, контроль и испытание пружины, сборка, регулировка, переиспытание на стенде. Капитальный ремонт предохранительных клапанов рекомендуется совмещать с их переиспытанием.

4.4. Контроль работоспособности и надежность срабатывания автоматических регуляторов давления осуществляется оператором НПС по показаниям контрольно-измерительных приборов. При обнаружении неисправностей оборудование регулирующих заслонок должно быть выведено в ремонт. При ТО осуществляется: внешн ий осмотр блока регуляторов давления, контроль за отсутствием утечек, контроль за наличием смазок, контроль и подтяжка контактных соединений, контроль точности и срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы. При текущем ремонте производятся операции ТО, а также проверка состояния и очистка поверхностей подводящих трубопроводов, разборка, осмотр и очистка поверхностей регулирующих заслонок. В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также: опорожнение трубопровода от нефти, вскрытие регулирующих заслонок, дефектация всех узлов и деталей и замена изношенных элементов; ревизия технического состояния и проверка работоспособности привода заслонок.

4.5. Результаты выполненных ТО и ремонтов технологических трубопроводов и устройств, входящих в состав трубопроводов, отражаются в ремонтном журнале (Приложение 1 ). Результаты диагностики и капитальных ремонтов технологических трубопроводов прикладываются к исполнительской документации НПС. Ведение журнала учета ТО и ремонтов технологических трубопроводов осуществляет начальник службы НПС, эксплуатирующей трубопроводы. Изменение в исполнительной документации после реконструкции и капитального ремонта, вносит заместитель начальника НПС (главный инженер НПС).

5. ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТАЦИИ И ПОРЯДОК ЕЕ ОФОРМЛЕНИЯ

Перечень документации, порядок и сроки ее составления, а также порядок утверждения, согласования и хранения указаны в табл. 1 .

6. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

1. РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

2. «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» РД 39-30-114-78. Утв. Миннефтепром 14.12.78 г.

3. «Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов». Утв. Миннефтепром 07.12.85 г.

Источник

РД 153-39.4-044-99 Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ
«ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

ПРАВИЛА
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ,
ПРОЛОЖЕННЫХ ПО ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ,
НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ
И ЗАХОДЯЩИХ НА ТЕРРИТОРИИ НЕФТЕБАЗ
И ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Издательство «Нефть и газ»

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Настоящие Правила предназначены для подразделений ОАО «АК «Транснефтепродукт» и сторонних организаций, занимающихся разработкой проектов и выполнением работ по капитальному ремонту магистральных нефтепродуктопроводов.

Правила разработаны Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участии специалистов МНПФ «Санретро».

Разработчики: А.Г. Гумеров, М.Г. Векштейн, Р.С. Гумеров, В.А. Гараева, М. X . Султанов, Г.К. Ермилина, Г.Р. Бадритдинова, Р.Ф. Гайфуллин.

Правила согласованы с Госгортехнадзором России (письмо от 09.08.1999 г. № 10-03/526)

Введены в действие приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт» от 13 октября 1999 г. № 56.

ПРИНЯТЫЕ В ПРАВИЛАХ СОКРАЩЕНИЯ

ВОХР — Военизированная охрана

ВПО — Ведомственная пожарная охрана

ГПС — Государственная противопожарная служба

ГСМ — Горюче-смазочные материалы

КИП — Контрольно-измерительный пункт

КР — Капитальный ремонт

ЛПДС — Линейно-производственная диспетчерская станция

ЛЭП — Линия электропередач

МНПП — Магистральный нефтепродуктопровод

МЧС — Министерство по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

НТД — Нормативно-техническая документация

ОАО — Открытое акционерное общество

ПД — Пожарная дружина

ПДВК — Предельно допустимая взрывобезопасная концентрация

ПО — Производственное отделение

ПОС — Проект организации строительства

ППР — Проект производства работ

ПС — Перекачивающая станция

ПСД — Проектно-сметная документация

РСК — Ремонтно-строительная колонна

РСУ — Ремонтно-строительное управление

ЭХЗ — Электрохимическая защита

1. Общие положения . 3

2. Оценка технического состояния нефтепродуктопровода . 4

3. Виды и способы капитального ремонта нефтепродуктопроводов . 5

4. Организационно-техническая подготовка капитального ремонта . 14

5. Земляные работы .. 19

6. Подъем и укладка трубопроводов . 29

7. Очистка наружной поверхности трубопровода . 33

8. Сварочные работы .. 33

9. Противокоррозионная изоляция . 39

10. Монтаж защитного кожуха . 43

11. Испытание отремонтированного участка нефтепродуктопровода . 44

12. Порядок сдачи и ввод отремонтированного участка в эксплуатацию .. 46

13. Меры безопасности . 47

14. Пожарная безопасность . 50

15. Охрана окружающей среды .. 53

Приложение 1 Перечень рекомендуемых машин и механизмов . 56

Приложение 2 Передача рекультивированных земель землевладельцам .. 59

Приложение 3 Исполнительная документация, представляемая при сдаче отремонтированного участка нефтепродуктопровода в эксплуатацию .. 61

ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ,
ПРОЛОЖЕННЫХ ПО ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ,
НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ И ЗАХОДЯЩИХ НА ТЕРРИТОРИИ
НЕФТЕБАЗ И ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Дата введения 1999-11-01

В Правилах изложены основные положения механизированного ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций по замене изоляционного покрытия, восстановления стенки трубы или полной замене дефектного участка.

Правила разработаны с учетом опыта проведения капитального ремонта нефтепродуктопроводов, а также замечаний и предложений акционерных обществ магистральных нефтепродуктопроводов и Центрального округа Госгортехнадзора России по улучшению содержания указанного документа.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Требования настоящих Правил распространяются на капитальный ремонт магистральных нефтепродуктопроводов (далее МНПП), проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций.

Специфическими условиями капитального ремонта являются: близость строений, насаждений и деревьев; ограниченная величина полосы отвода земли; наличие сооружений и сетей, пересекающих МНПП или проходящих в одном техническом коридоре, а также другие факторы.

1.2. Настоящие Правила разработаны в дополнение и развитие «Правил капитального ремонта МНПП диаметром 100 — 720 мм без остановки перекачки» [ 1]. В Правилах устанавливаются основные требования по капитальному ремонту МНПП с заменой труб, а также с заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки трубы, не содержащиеся в [ 1].

Капитальный ремонт МНПП с заменой труб — это комплекс операций по замене дефектного участка трубопровода с целью восстановления его исправности до состояния, определенного проектными технико-экономическими показателями и характеристиками.

Капитальный ремонт МНПП с заменой изоляционного покрытия с восстановлением стенки трубы — это комплекс операций по замене поврежденного (не соответствующего требуемым техническим характеристикам) изоляционного покрытия и проведение, при необходимости, сварочных и других работ по устранению дефектов стенки трубы с целью восстановления его исправности до состояния, определенного проектными технико-экономическими показателями и характеристиками.

1.3. Целью капитального ремонта МНПП с заменой труб является приведение его технического состояния в соответствие требованиям проекта и действующих на момент строительства нормативных документов (ГОСТ, СНиП, ВСН и др.) путем замены дефектных труб и других конструкций на новые.

Экономическая и техническая целесообразность замены, приводящая к изменению технических характеристик ремонтируемого участка трубопровода должна быть обоснована в рабочем проекте на капитальный ремонт (пояснительной записке).

1.4. Целью капитального ремонта МНПП с заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки трубы является приведение его технического состояния в соответствие требованиям проекта и действующих нормативных документов путем замены старого изоляционного покрытия на новое, а при наличии дефектов стенки трубы — ремонт путем шлифовки, заварки (наплавки), приварки накладных элементов (муфт) или другими методами.

1.5. Ответственность за обеспечение безопасных условий производства ремонтных работ при производстве работ хозспособом несет должностное лицо акционерного общества АК «Транснефтепродукт», назначенное соответствующим приказом.

При производстве ремонтных работ подрядным способом такая ответственность возлагается на должностное лицо подрядной организации, оформленное соответствующим приказом.

1.6. Ответственность за соблюдение требований НТД по охране труда, пожарной безопасности и охране окружающей среды при выполнении ремонтных работ несет инженерно-технический работник организации, производящей ремонт (РСУ или подрядной организации), назначенный соответствующим приказом.

1.7. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, выполнением работ в соответствии с рабочим проектом и проектом производства работ, приемки выполненных работ, приказом по производственному отделению (ПО) акционерного общества АК «Транснефтепродукт» или акционерному обществу АК «Транснефтепродукт» назначается лицо из числа работников, прошедших обучение и аттестацию на право осуществления технадзора с привлечением, при необходимости, представителей специализированных организаций.

2. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА

2.1. Для оценки технического состояния МНПП необходимо провести следующие мероприятия:

— выявить наиболее опасные участки МНПП в отношении:

а) внешней коррозии;

б) внутренней коррозии;

в) напряженного состояния МНПП;

— осуществить ревизию наиболее опасных участков МНПП;

— осуществить ревизию запорной арматуры, установок электрохимзащиты (ЭХЗ), защитных противопожарных средств, линий технологической связи, сооружений линейной производственно-диспетчерской службы;

— провести испытания МНПП на прочность и проверку их на герметичность в соответствии с ВСН 011-88;

— принять решение по отбраковке труб и деталей и ремонту МНПП.

2.2. Критериями опасности в отношении внешней коррозии являются:

— значение разности потенциалов «труба — земля», не удовлетворяющая требованиям ГОСТ 9.602-89;

— высокая коррозионная агрессивность среды (грунт, грунтовые и другие воды) по ГОСТ 9.602-89;

— наличие дефектов изоляционного покрытия по результатам обследования;

— для МНПП, проложенных в зоне действия блуждающих токов, опасное (по ГОСТ 9.602-89) смещение разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения;

— величина замеренного коррозионного износа по данным толщинометрии или определенного с помощью внутритрубной диагностической аппаратуры;

— отказы по причине наружной коррозии.

2.3. Наиболее вероятными местами проявления внутренней коррозии являются:

— пониженные места по рельефу МНПП со скоростью течения рабочей среды ( V ), не обеспечивающей вынос водных скоплений. Скорость течения ( V _кр ), достаточная для выноса водных скоплений, определяется по следующей формуле [ 46]:

где i — геометрический уклон восходящего участка, град.;

l — коэффициент гидравлического сопротивления;

r — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м 3 ;

D — разность плотностей воды и перекачиваемой жидкости, кг/м 3 ;

k — коэффициент поправки к теоретической формуле;

g = 9,8 м/с 2 — ускорение свободного падения;

D — внутренний диаметр трубы, м.

Коэффициент поправки определяется по формуле:

k = 0,564 — 0,133 × ln( n) + (2,437 — ( i) 0,272 — 1) × (0,06 × ln( n) — 0,278),

где п — отношение кинематических вязкостей перекачиваемого продукта и воды.

Формула применима при 0,02 n б , в — с рекультивацией земли

Параметры рабочих зон на полосе отвода земли (с рекультивацией)

Глубина траншеи, м

Параметры зон, м

Полоса отвода земли, м

Зона работы грузоподъемных машин

Зона разработки траншеи

Зона работы бульдозера при засыпке траншеи

Зона расположения отвала плодородного слоя почвы

Источник