Магістральні нафтопроводи. Порядок виведення з експлуатації, консервування та підтримання режиму консервування відключених дільниць нафтопроводів. Умови припинення та виведення з режиму консервування відключених дільниць магістральних нафтопроводів

МІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА НЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ НАКАЗ "26" травня 2008 року м. Київ № 290 Про затвердження та надання чинності стандарту Мінпаливенерго України "Магістральні нафтопроводи. Порядок виведення з експлуатації консервування та підтримання режиму консервування відключених дільниць нафтопроводів. Умови припинення та виведення з режиму консервування відключених дільниць магістральних нафтопроводів" Відповідно до законів України "Про стандартизацію" "Про трубопровідний транспорт" "Про стандарти технічні регламенти та процедури оцінки відповідності" чинних нормативних документів Мінпаливенерго України та з метою підвищення рівня нормативного забезпечення підприємств з експлуатації магістральних нафтопроводів НАКАЗУЮ: 1. Затвердити стандарт Мінпаливенерго України "Магістральні нафтопроводи. Порядок виведення з експлуатації консервування та підтримання режиму консервування відключених дільниць нафтопроводів. Умови припинення та виведення з режиму консервування відключених дільниць магістральних нафтопроводів" далі - стандарт що додається та надати йому чинності з 01.09.2008. 2. Національній акціонерній компанії "Нафтогаз України" Дубина О.В. : 2.1. Включити стандарт до єдиного реєстру нормативних документів нафтогазової галузі в установленому порядку присвоїти позначення цьому стандарту та надати один друкований примірник Державному підприємству "Український науково-дослідний і навчальний центр проблем стандартизації сертифікації та якості" для розміщення у щорічному довіднику Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики; 2.2 Забезпечити видання і надходження необхідної кількості примірників стандарту державним підприємствам що належать до сфери управління Мінпаливенерго та господарським товариствам щодо яких Мінпаливенерго здійснює управління корпоративними правами держави далі-підприємства . 3. Керівникам підприємств замовити в Національній акціонерній компанії "Нафтогаз України" необхідну кількість примірників стандарту та оплатити витрати на їх тиражування . 4. Контроль за виконанням цього наказу покласти на першого заступника Міністра Бугайова О.А. Міністр Ю. Продан СТАНДАРТ МІНПАЛИВЕНЕРГО УКРАЇНИ Магістральні нафтопроводи Порядок виведення з експлуатації консервування та підтримання режиму консервування відключених дільниць нафтопроводів Умови припинення та виведення з режиму консервування відключених дільниць магістральних нафтопроводів Магистральные нефтепроводы Порядок выведения из эксплуатации консервации и поддержания режима консервации отключенных участков нефтепроводов Условия прекращения и выведения из режима консервации отключенных участков магистральных нефтепроводов 1 СФЕРА ЗАСТОСУВАННЯ 1.1 Цей стандарт поширюється на процеси тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані підтримання цього режиму та наступного введення в експлуатацію відключених дільниць магістральних нафтопроводів МН та нафтоперекачувальних станцій НПС з дотриманням вимог: промислової безпеки; охорони надр і навколишнього природного середовища; збереження трубопроводу на період виведення з експлуатації. 1.2 Цей стандарт встановлює: * методи протикорозійного захисту дільниць МН та НПС що тимчасово переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані в залежності від умов їх прокладання і експлуатації; * вимоги щодо складу консервуючих сумішей для забезпечення терміну тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС; * порядок дій по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані та оперативному введенню в експлуатацію відключених дільниць МН та НПС; * критерії оцінки достатності вжитих заходів для збереження технічного стану дільниці МН та НПС що тимчасово переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані; * методи та періодичність контролю тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС; * контроль корозійного стану технічного обладнання та стану працездатності інших систем дільниці МН або НПС що тимчасово переведені з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані. 1.3 Цей стандарт призначений для застосовання на державних підприємствах що належать до сфери управління Мінпаливенерго України та господарських товариствах щодо яких Мінпаливенерго України здійснює управління корпоративними правами держави діяльність яких пов'язана з проектуванням будівництвом експлуатацією капітальним ремонтом виведенням з експлуатації дільниць МН та НПС. 2 НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ У цьому стандарті є посилання на такі законодавчі та нормативно - правові акти: Закон України "Про трубопровідний транспорт" Закон України "Про об'єкти підвищеної небезпеки" Закон України "Про охорону навколишнього природного середовища" Закон України "Про екологічну експертизу" Закон України "Про правові засади цивільного захисту"Постанова Кабінету міністрів України "Про порядок консервації основних виробничих фондів підприємства" № 1183 від 28.09.1997 р Постанова Кабінету міністрів України Про затвердження порядку виведення з експлуатації магістральних нафтопродуктопроводів закріплених на праві господарського відання за державними підприємствами нафтогазової галузі" № 57 від 19.01.2005 р. Наказ Міністерства будівництва архітектури та житлово-комунального господарства України 21.10.2005 за № 2 зареєстровано в Мін'юсті України 29.12.2005 за № 1582/11862 "Положення про порядок консервації та розконсервації об'єктів будівництва" Наказ Державного комітету нафтової газової та нафтопереробної промисловості України Держнафтогазпрому від 18 серпня 1997 року N 151 зареєстровано в Міністерстві юстиції України 23 жовтня 1997 р. за N 496/2300 "Про затвердження галузевих нормативних актів з питань пожежної безпеки - Правила пожежної безпеки при експлуатації магістральних нафтопроводів України" Наказ Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від 18.12.2000 № 338 зареєстрованого у Міністерстві юстиції України 24.01.2001 за № 62/5253 "Положення про паспортизацію потенційно небезпечних об'єктів" у редакції наказу МНС від 16.08.2005 № 140 зареєстрованого у Міністерстві юстиції України 01.09.2005 за № 970/11250 Наказ Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від 15.08.2007 р. № 557 "Правила техногенної безпеки у сфері цивільного захисту на підприємствах в організаціях установах та на небезпечних територіях" зареєстрованого у Міністерстві юстиції України 03.09.2007 р. за № 1006/14273 Наказ Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від від 15.05.2006 № 288 "Про затвердження правил улаштування експлуатації та технічного обслуговування систем раннього виявлення надзвичайних ситуаций та оповіщення людей у разі їх виникнення" зареєстрованого у Міністерстві юстиції України 05.07.2006 за № 785/12659 ISO 8044-1986 Corrosion of metals and alloys. Terms and definitions. Trilingual edition Корозія металів та сплавів. Терміни та визначення. Тримовне видання ДСТУ 3830-98 Корозія металів і сплавів. Терміни та визначення основних понять ДСТУ 4219:2003 Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до захисту від корозії ДСТУ 4611:2006 Магістральні трубопроводи. Терміни та визначення основних понять ГОСТ 9.014-78 Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования Тимчасовий протикорозійний захист виробів. Загальні вимоги ГОСТ 9.041-74 ЕСЗКС Материалы консервационные. Ингибиторы атмосферной коррозии. Методы ускоренных коррозийных испытаний Матеріали консерваційні. Інгібітори атмосферної корозії. Методи прискорених корозійних досліджень ГОСТ 9.506-87 ЕСЗКС Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности Інгібітори корозії металів у водно-нафтових середовищах. Методи визначення захисної здатності ГОСТ 9.602-89 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии Єдина система захисту від корозії та старіння. Споруди підземні. Загальні вимоги до захисту від корозії ГОСТ 12.1.004-91 Пожарная безопасность. Общие требования Пожежна безпека. Загальні вимоги ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны Система стандартів безпеки праці. Загальні санітарно-гігієнічні вимоги до повітря робочої зони ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности Система стандартів безпеки праці. Класифікація та загальні вимоги безпеки ГОСТ 12.1.010-76 Взрывобезопасность. Общие требования Вибухобезпека. Загальні вимоги ГОСТ 12.1.033-81 ССБТ. Пожарная безопасность. Термины и определения Пожежна безпека. Терміни та визначення ГОСТ 3760-79 Реактивы. Аммиак водный. Технические условия Реактиви. Аміак водний. Технічні умови ГОСТ 3956 - 76 Силикагель технический. Технические условия Силікагель технічний. Технічні умови ГОСТ 5100-85 Сода кальцинированная техническая. Технические условия Сода кальцинована технічна. Технічні умови ГОСТ 6267-74 Смазка ЦИАТИМ-201. Технические условия Змащення ЦИАТИМ-201. Технічні умови ГОСТ 6631-74 Эмали марок НЦ-132. Технические условия Емалі марок НЦ-132. Технічні умови ГОСТ 8984-75 Силикагель-индикатор. Технические условия Силікогель-індикатор. Технічні умови ГОСТ 9293 - 74 Азот газообразный и жидкий. Технические условия Азот газоподібний та рідкий. Технічні умови ГОСТ 10877-76 Масло консервационное К-17. Технические условия Олива консерваційна К-17. Технічні Умови ГОСТ 13079-81 Силикат натрия растворимый. Технические условия Силікат натрію розчинний. Технічні умови ГОСТ 19537-83 Смазка пушечная. Технические условия Змащення гарматне. Технічні умови ГОСТ 19906-74 Нитрит натрия технический. Технические условия Нітрит натрію технічний. Технічні умови ГОСТ 21150-87 Смазка ЛИТОЛ-24. Технические условия Змащення ЛІТОЛ-24. Технічні умови . НПАОП 11.1-1.20:2003 Правила безпеки у нафтогазодобувній промисловості України НПАОП 11.1-1.05-74 Правила безпеки у нафтовій промисловості НПАОП 60.3-1.35:2003 Правила безпеки під час будівництва та реконструкції магістральних трубопроводів НПАОП 60.3-1.19-78 Правила техніки безпеки та промислової санітарії при експлуатації магістральних нафтопродуктопроводів 3 ТЕРМІНИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОНЯТЬ Нижче подано терміни вжиті в цьому стандарті та визначення позначених ними понять. 3.1 Відвід - трубопровід призначений відбирати частину потоку транспортованого продукту та подавати її споживачам ДСТУ 4611:2006 3.2 Вузол обліку й контролювання показників якості нафти - комплекс устаткування призначений вимірювати та обліковувати витрату кількість нафти та визначати її показники якості ДСТУ 4611:2006 3.3 Вузол запускання та приймання очищувальних пристроїв та засобів діагностування - комплекс устаткування на магістральному трубопроводі за допомогою якого запускають та приймають очищувальні пристрої та засоби діагностування на МН вузли запускання та приймання є також вузлами запуску та приймання роздільників пристроїв або матеріалів які не допускають безпосереднього контакту нафтопродуктів та зменшують сумішоутворення підчас послідовного перекачування різних нафтопродуктів МН ДСТУ 4611:2006 3.4 Герметичність - нім. - Dichtigkeit англ.- Leak tightness фр. - Etancheite властивість виробу або його елементу яка виключає проникнення через них рідких або чи газових речовин ГОСТ 12.1.033-81 3.5 Дільниця магістрального нафтопроводу - відрізок лінійної частини магістрального нафтопроводу яку відокремлено відключено від основного нафтопроводу запірною арматурою і/або вирізкою котушок з приваркою заглушок 3.6 Експлуатація магістрального трубопроводу - виконування процесів з приймання зберігання транспортування та здавання продукту а також здійснювання комплексу установлених технічною документацією на магістральний трубопровід технічних та організаційних заходів щоб забезпечити надійність безпеку та ефективність роботи магістрального нафтопроводу ДСТУ 4611:2006 3.7 Електрохімічний захист ЕХЗ - захист металу від корозії регулюванням його потенціалу за допомогою зовнішнього джерела струму або з'єднування з металом що має більш негативний потенціал ДСТУ 4219:2003 3.8 Ідентифікація об'єктів підвищеної небезпеки - порядок визначення об'єктів підвищеної небезпеки серед потенційно небезпечних об'єктів Закон україни "Про об'єкти підвищеної небезпеки " 3.9 Інгібітори корозії - хімічні з'єднання які присутні в корозійній системі в достатній кількості та які зменшують швидкість корозії без значної зміни концентрації будь - якого корозійного реагенту ISO 8044-1986 3.10 Консервація - комплекс заходів спрямованих на довгострокове але не більше як три роки зберігання основних фондів підприємств у разі припинення виробничої та іншої господарської діяльності з можливістю подальшого відновлення їх функціонування Постанова Кабінету міністрів України "Про порядок консервації основних виробничих фондів підприємства" № 1183 від 28.09.1997 р 3.11 Лінійна частина магістральних нафтопроводів - об'єкт магістральних нафтопроводів яким транспортують продукт до складу лінійної частини МН входять: нитка декілька ниток трубопроводу з трубопроводами-відводами трубопроводами-перемичками; переходи трубопроводу через природні та штучні перешкоди; вузли запускання та приймання очищувальних пристроїв та засобів діагностування ; вузли під'єднування; засоби які забезпечують функціонування лінійної частини лінії та споруди технологічного зв'язку засоби автоматики й телемеханіки установки електрохімічного захисту лінії електропередавання та електропостачальні споруди захисні споруди тощо ; будівлі та споруди обслуговування лінійної частини ДСТУ 4611:2006 3.12 Лупінг - нитка трубопроводу яку прокладено на окремих ділянках щоб збільшити пропускну здатність основної нитки ДСТУ 4611:2006 3.13 Магістральний нафтопровід МН - магістральний трубопровід яким транспортують товарну нафту до складу МН входять: лінійна частина МН; нафтоперекачувальні станції головні та допоміжні ; напорознижувальні станції; пункти змішування нафти; пункти підігрівання нафти; сховища нафти резервуари ; кінцеві пункти МН; нафтоперевантажувальні комплекси; засоби які забезпечують функціонування МН ДСТУ 4611:2006 3.14 Нитка трубопроводу - лінійна споруда з герметично з'єднаних труб деталей трубопроводів та трубопровідної арматури ДСТУ 4611:2006 3.15 Основна нитка трубопроводу - нитка трубопроводу якою транспортують продукт ДСТУ 4611:2006 3.16 Підготовлена вода - очищена вода яка для цілей протикорозійного захисту трубопроводу містить мінімально можливу кількість корозійно-агресивних агентів 3.17 Підготовлена нафта - знесолена та зневоднена до необхідних значень нафта яка для цілей протикорозійного захисту трубопроводу містить мінімально можливу кількість корозійно-агресивних агентів 3.18 Пункт вимірювання ПВ - спеціально обладнаний пункт для проведення контрольних вимірювань на трубопроводі ДСТУ 4219:2003 3.19 Потенційно небезпечний об'єкт ПНО - об'єкт на якому можуть використовуватися або виготовляються переробляються зберігаються чи транспортуються небезпечні речовини біологічні препарати а також інші об'єкти що за певних обставин можуть створити реальну загрозу виникнення аварії Наказ МНС від 18.12.2000 № 338 "Положення про паспортизацію потенційно небезпечних об'єктів" 3.20 Режим транспортування нафти - система організаційних організаційно-технічних та інших заходів призначених для забезпечення експлуатаційної придатності магістральних нафтопроводів якими транспортується нафта 3.21 Резервна нитка трубопроводу - нитка трубопроводу яку прокладено на окремих ділянках щоб забезпечити можливість транспортувати продукт у разі пошкодження основної нитки ДСТУ 4611:2006 3.22 Техногенна безпека - стан захищеності населення території об'єктів від негативних наслідків надзвичайних ситуацій техногенного характеру Закон України "Про правові засади цивільного захисту" 3.23 Тимчасове виведення з експлуатації - комплекс робіт призначених для зберігання об'єкта на якому тимчасово припинено не ведеться будівництво або експлуатація на визначений час які включають тимчасові та постійно діючі захисні або конструктивні заходи що запобігають його руйнуванню. 3.24 Тимчасовий протикорозійний захист - процеси засоби які застосовують для зменшення або припинення корозії хімічної та електрохімічної при тимчасовому виведенні об'єкта з експлуатації. 3.25 Установка дренажного захисту УДЗ - функціонально об'єднана в електричне коло сукупність відновлювальних технічних засобів що призначені для відведення з трубопроводу блукаючих струмів сторонніх джерел постійного струму. УДЗ складається з перетворювача електричного дренажу з'єднувальних кабелів й за необхідності дроселів; може мати електрод порівняння тривалої дії що не поляризується блок дистанційного контролю параметрів захисту а також пункт вимірювання ДСТУ 4219:2003 3.26 Установка катодного захисту УКЗ - функціонально об'єднана в електричне коло сукупність відновлювальних технічних засобів що призначені для катодної поляризації трубопроводу зовнішнім струмом. УКЗ складається з перетворювача випростувача анодного заземлення з'єднувальної лінії постійного струму захисного заземлення; може мати електрод порівняння тривалої дії що не поляризується датчик поляризаційного потенціалу блоки дистанційного контролю й регулювання параметрів захисту лічильники роботи установки ДСТУ 4219:2003 3.27 Утримання у безпечному стані - система організаційних організаційно-технічних та інших заходів призначених для забезпечення експлуатаційної придатності магістральних нафтопроводів або окремих ділянок лінійної частини або окремих об'єктів магістральних нафтопроводів якими не транспортується нафта з тих чи інших причин більше одного року або при існуючих обсягах транспортування нафти використання окремих об'єктів магістральних нафтопроводів не потрібне. При цьому не відбувається припинення виробничої та іншої господарської діяльності підприємства трубопровідного транспорту. 3.28 Швидкість протікання корозії - глибина корозійного руйнування металу за одиницю часу ДСТУ 3830-98 4 ПОЗНАКИ ТА СКОРОЧЕННЯ АСУ ТП - автоматизована система управління технологічних процесів; ВАТ - відкрите акціонерне товариство; ВБН - відомчі будівельні норми; ГДК - гранично допустимі концентрації; ГОСТ - государственный стандарт СССР Міждержавний стандарт ; ДБН - державні будівельні норми; Держгірпромнагляд України - Державний комітет України з промислової безпеки охорони праці та гірничого нагляду; ДК - державний класифікатор; ДСТУ - державний стандарт України; ЕСЗКС - единая система защиты от коррозии и старения Єдина система захисту від корозії та старіння ; ЕХЗ - електрохімічний захист; КВП і А - контрольно вимірювальні прилади і автоматизація; КМУ - Кабінет Міністрів України; КП - код продукції; КТП - трансформаторна підстанція яка складається із трансформатора і блоків та комплектних розподільних пристроїв; ЛІК - летючі інгібітори корозії; ЛЧМН - лінійна частина магістрального нафтопроводу; ЛЧМТ - лінійна частина магістрального трубопроводу; Мінпаливенерго України - Міністерство палива та енергетики України; МН - магістральний нафтопровід; МНС України - Міністерство України з питань надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи НД - нормативний документ; НДР - науково-дослідна робота; НН - нітрит натрію; НПА - нормативно-правовий акт; НПАОП - нормативно-правовий акт охорони праці; НПЗ - нафтопереробний завод; НПС - нафтоперекачувальна станція; ОСТ - отраслевой стандарт; ПАР - поверхнево активна речовина; ПДМН - придніпровські магістральні нафтопроводи; ПЛАС - плани локалізації і ліквідації аварійних ситуацій та аварій РД - руководящий документ; РЗА - релейний захист та автоматика; СНиП - строительные нормы и правила; СОУ - стандарт організації України; СП - свод правил; СТП - стандарт підприємства; ТК - технічний комітет; ТУУ - технічні умови України; УДЗ - установка дренажного захисту; УДК - універсальна десяткова класифікація; УКЗ - установка катодного захисту; API - American Petroleum Institute американський інститут нафти; ЕN - європейський стандарт; ISO - міжнародна організація зі стандартизації. 5 УМОВИ ТИМЧАСОВОГО ПЕРЕВЕДЕННЯ З РЕЖИМУ ТРАНСПОРТУВАННЯ В РЕЖИМ УТРИМАННЯ В БЕЗПЕЧНОМУ СТАНІ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ 5.1 Тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані проводять для дільниць МН та НПС які не використовуються для транспортування нафти з тих чи інших причин більше одного року або які при існуючих обсягах транспортування нафти не доцільно застосовувати. При цьому не відбувається припинення виробничої та іншої господарської діяльності підприємства МН. У разі припинення виробничої та іншої господарської діяльності підприємством МН виконують консервацію дільниці МН та НПС відповідно до постанови Кабінету Міністрів України "Про порядок консервації основних виробничих фондів підприємства" № 1183 від 28.09.1997 р . 5.2 Протикорозійний захист дільниці МН або НПС проводять для запобігання корозії металу трубопроводу та обладнання дільниці МН або НПС при тимчасовому переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані та введення в експлуатацію відключених дільниць МН та НПС. 5.3 Умови на підставі яких може бути прийняте рішення про консервацію дільниці МН та НПС зазначені в постанові Кабінету Міністрів України "Про порядок консервації основних виробничих фондів підприємства" № 1183 від 28.09.1997 р. 5.4 Умови на підставі яких може бути прийняте рішення про тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС: * рішення про економічну або технічну недоцільність подальшої експлуатації прийняте підприємством МН; * регулювання пропускної здатності нафтопроводів шляхом включення відключення НПС; * включення відключення ділниць магістральних нафтопроводів для забезпечення необхідних швидкостей потоку нафти для видалення води яка накопичується у нижніх точках магістральних нафтопроводів; * включення відключення дільниць МН або НПС при проведенні ремонту та реконструкції на інших МН або НПС; * включення відключення дільниці нафтопроводів для транспортування нафти паралельною ниткою нафтопроводу при пропусканні очисних та діагностичних пристроїв; * наявність двох та більше ниток в тому числі лупінгів на дільниці МН яка переводиться в режим утримання в безпечному стані. 5.5 Для визначення тривалості тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН або НПС необхідного обладнання комплексу захисних спеціальних заходів робіт з тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН наказом підприємства МН філії підприємства МН створюється робоча комісія. 5.6 Дозвіл на тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН або НПС здійснюється за рішенням підприємства МН згідно з інструкцією регламентом про тимчасове виведення з експлуатації дільниці МН та НПС. 5.7 Інструкція регламент на тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС розробляється підприємством МН і повинна відповідати чинним в Україні НД. 5.8 До складу інструкції регламенту на тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС повинні входити: * технологічні й технічні рішення по тимчасовому протикорозійному захисту дільниці МН або НПС; * порядок організації робіт з тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН або НПС; * заходи щодо охорони надр навколишнього природного середовища й забезпеченню техногенної безпеки. Перед розробкою інструкції регламенту необхідно провести обґрунтування критеріїв і варіантів тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані та оперативного введення в експлуатацію відключених дільниць МН та НПС. 6. ОРГАНІЗАЦІЯ РОБІТ ПО ТИМЧАСОВОМУ ПЕРЕВЕДЕННЮ З РЕЖИМУ ТРАНСПОРТУВАННЯ В РЕЖИМ УТРИМАННЯ В БЕЗПЕЧНОМУ СТАНІ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНИХ НАФТОПРОВОДІВ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ 6.1 Організація робіт по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС передбачає: * складання і затвердження підприємством МН графіку проведення робіт по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС; * проведення робіт по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС за затвердженим графіком робіт; * контроль за виконанням робіт по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС на відповідність складеному графіку робіт; * приймання робіт по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС робочою комісією підприємства МН філії підприємства МН ; * складання і затвердження робочою комісією підприємства МН філії підприємства МН акту виконання робіт по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС. 6.2 Приймання робіт з тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС проходить на підставі безпосереднього огляду і оцінки повноти і якості виконаних робіт а також вивчення наданої документації. 6.3 Приймання робіт які виконані з порушенням положень інструкції регламенту про тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС та вимог чинних в Україні НД не допускається. 6.4 У актах приймання виконаних робіт з тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС вказуються усі види виконаних робіт і надаються оцінки їх якості і завершеності. 6.5 Роботи вважаються завершеними після підписання відповідного акту підприємством МН філією підприємства МН при тимчасовому переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС і Держгірпромнаглядом України у випадку консервації дільниці МН та НПС. Форму акту наведено в додатку А. 6.6 У випадку коли тривалість тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН або НПС по тій або іншій причині перевищила або може перевищити терміни передбачені інструкцією регламентом або за висновком незалежної експертизи виникає реальна загроза нанесення шкоди життю й здоров'ю населення навколишньому природному середовищу або майну підприємство МН повинне розробити й реалізувати додаткові заходи безпеки що виключають ризик виникнення аварійної ситуації. 6.7 Всі ускладнення і аварії які можуть виникати підчас робіт з тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані та оперативного введення в експлуатацію відключених дільниць МН та НПС повинні ліквідуватися за заздалегідь підготовлених планах можливих аварійних ситуацій. 6.8 Технічні заходи щодо підготовки дільниць МН або НПС до тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані повинні передбачати: * прокладку тимчасових допоміжних трубопроводів із запірною арматурою для забезпечення технологічних операцій по промиванню пропуску очищувальних пристроїв трубопроводів дільниці МН від відкладень і продуктів корозії та закачування у трубопровід консервантів відповідно до прийнятої технології тимчасового протикорозійного захисту ; * врізання засувок штуцерів заглушок тощо для приєднання до існуючих систем додаткових трубопроводів і ємностей насосних установок приладів контролю за корозійними процесами відбору проб підкачування реагентів; * улаштування нижніх точок і котлованів для звільнення трубопроводів дільниці МН; * підготовку додаткового обладнання для приготування розчинів інгібіторів; * улаштування додаткових очисних споруд пунктів нейтралізації ; * підготовку внутрішніх і зовнішніх поверхонь устаткування відновлення лакофарбових покриттів знежирення промивання систем ; * підготовку складів для зберігання консервантів інгібіторів мастил тощо; * підготовку складських приміщень для зберігання демонтованого устаткування приладів. 7 МЕТОДИ ТИМЧАСОВОГО ПРОТИКОРОЗІЙНОГО ЗАХИСТУ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ 7.1 Визначення методів тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтопрекачувальної станції 7.1.1 Для забезпечення захисту внутрішніх металевих поверхонь МН від корозійних руйнувань упродовж довгих термінів зберігання використовують консервуючі розчини або газоподібні консерванти що можуть мати у своєму складі визначену кількість інгібітору корозії чорних металів. 7.1.2 Для збереження функціонального призначення дільниць МН та НПС що тимчасово переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані використовують: - метод тимчасового протикорозійного захисту підготовленою водою; - метод тимчасового протикорозійного захисту підготовленою нафтою; - метод тимчасового протикорозійного захисту газоподібними консервантами в тому числі осушеним повітрям та інертним газом ; - метод тимчасового протикорозійного захисту шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору; - комбінований метод тимчасового протикорозійного захисту. Переваги та недоліки наведених методів приведено в додатку Б. 7.1.3 Вибір конкретного типу інгібітору та його концентрацію слід визначати по значенню найнижчої залишкової швидкості корозії та найвищої захисної дії після проведення спеціальних випробувань за вимогами для водорозчинних і вуглеводньорозчинних інгібіторів - ГОСТ 9.506-87. 7.2 Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою водою 7.2.1 Умови тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою водою 7.2.1.1 Тимчасовий протикорозійний захист дільниці МН та НПС підготовленою водою виконують з використанням у якості консервуючого розчину: * підготовленої води без додавання інгібіторів корозії; * підготовленої води з додаванням інгібіторів корозії; * водних розчинів для запобігання корозії металів. 7.2.1.2 При використанні підготовленої води без додавання інгібіторів корозії необхідно передбачити додаткові заходи по її очищенню деаерації та підлужуванню. 7.2.1.3 При тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН підготовленою водою при підземному прокладанні трубопроводу глибина залягання дільниці МН повинна забезпечувати наступну умову: 7.1 де - висота ґрунтового шару над верхньою твірною трубопроводу дільниці МН м; - максимальна глибина промерзання ґрунту м; - зовнішній діаметр трубопроводу дільниці МН м. 7.2.1.4 При тимчасовому переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані повітряних переходів дільниці МН яка піддається дії низьких температур не дозволяється використовувати метод тимчасового протикорозійного захисту підготовленою водою без вжиття додаткових заходів щодо недопущення розмерзання. 7.2.2 Склад та концентрація консервуючого розчину при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою водою 7.2.2.1 Складові консервуючих водних розчинів та концентрація реагентів які рекомендуються для тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС підготовленою водою наведені в додатку В. 7.2.2.2 В залежності від умов протикорозійного захисту дозволяється використовувати інші реагенти. Концентрація має відповідати їх технічним характеристикам з урахуванням конкретних виробничих умов. 7.2.3 Приготування консервуючого розчину при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою водою 7.2.3.1 Перед приготуванням консервуючих розчинів треба визначити об'єм консервуючого розчину необхідний для повного заповнення дільниці МН та НПС що тимчасово переведені з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані об'єм консервуючого розчину повинен на 10 % перевищувати внутрішній об'єм дільниці МН та НПС . 7.2.3.2 При використанні підготовленої води без додавання інгібіторів корозії необхідно провести додаткові заходи по її очищенню від механічних домішок знесоленню деаерації та підлужуванню рН води має бути не менше ніж 10 . 7.2.3.3 При використанні підготовленої води з додаванням інгібіторів корозії рН води повинен відповідати діапазону роботи інгібітору корозії. 7.2.3.4 При використанні у якості консервуючого розчину підготовленої води з додаванням інгібіторів корозії треба здійснити наступні заходи: - визначити масову частку інгредієнтів яку необхідно додати в консервуючий розчин що підтверджуються розрахунками та лабораторними дослідженнями швидкості корозії; - визначити кількість та масу реагентів яку необхідно використати для приготування консервуючого розчину; - визначити кількість ємностей необхідну для приготування і зберігання консервуючого розчину за необхідності ; - придбати необхідну заздалегідь обраховану кількість та масу реагентів доставити їх до місця приготування консервуючих розчинів та забезпечити зберігання. 7.2.3.5 Сумарну масу консервуючого розчину Мкр в кілограмах визначають за формулою: Мкр = 1 1 ? Vдт ? ?кр 7.2 де Vдт - повний об'єм трубопроводів дільниці МН та НПС що тимчасово переведені з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані м3; ?кр - густина питома маса консервуючого розчину кг/м3. 7.2.3.6 Масу кожного із інгредієнтів консервуючого розчину Мін в кілограмах яку необхідно додавати при його приготуванні визначають за формулою: Мін = Аін ? Мкр 7.3 де Аін - масова частка інгредієнту яку необхідно подати у консервуючий розчин в.о.; Мкр - сумарна маса консервуючого розчину кг. 7.2.3.7 Для здійснення тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС консервуючими водними розчинами які потрібно завчасно готувати наприклад розчин нітрату натрію з сухого нітрату натрію на об'єкті необхідно передбачити ємності резервуари які будуть використані для приготування і зберігання консервуючих водних розчинів. 7.2.3.8 Інгібітор може вводитись в консервуючий розчин дозуючими насосами одночасно з подачею підготовленої води у дільницю МН та НПС. 7.2.3.9 Дозволяється у якості основи консервуючого водного розчину використовувати прісну воду відстояну протягом 48 годин . 7.2.3.10 Приготування консервуючих водних розчинів здійснюють згідно технологічному регламенту чи відповідній інструкції. 7.2.3.11 Розрахункові дані по приготуванню консервуючих розчинів для кожного розчину окремо призначені для уточнення коригування технологічного регламенту та приведення його у відповідність до конкретних виробничих умов. 7.2.4 Порядок дій при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою водою 7.2.4.1 Перед проведенням робіт з тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС необхідно перевірити: * відповідність допоміжного обладнання спецтехніки вимогам стандартів і технічних умов а також його готовність до реалізації усього комплексу робіт; * сумісність матеріалів обладнання нафтопроводу з пропонуємим до використання консервантом; * герметизацію за необхідності фланцевих та сальникових ущільнень запірної арматури. 7.2.4.2 Виконати монтаж спеціального обладнання для підготовки консервуючого розчину та виконати операції по його приготуванню за необхідності . 7.2.4.3 Подачу консервуючого розчину у дільницю МН та НПС виконують нагнітальними насосами. 7.2.4.4 При подачі консервуючого розчину в дільницю МН та НПС без використання ємностей безпосередньо з водоймища необхідно провести монтаж спеціального обладнання для підготовки води. 7.2.4.5 При використанні в якості консервуючого розчину підготовленої води з додаванням інгібіторів корозії без попереднього приготування консервуючого розчину необхідно провести монтаж дозуючих насосів. 7.2.4.6 Для вивільнення дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані витіснити нафту консервуючим водним розчином через розподілювач або прямим контактом . 7.2.4.7 Виконати герметизацію дільниці МН та НПС що тимчасово переводиться з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані. 7.2.4.8 Перевірити тимчасово переведені з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН або НПС та згідно 6.5 даного СТАНДАРТУ скласти акт див. додаток А . 7.3 Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою нафтою 7.3.1 Умови тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою нафтою 7.3.1.1 Тимчасовий протикорозійний захист дільниці МН та НПС підготовленою нафтою виконують з використанням у якості консервуючого розчину: * підготовленої нафти без додавання інгібіторів корозії; * підготовленої нафти з додаванням інгібіторів корозії. 7.3.1.2 У випадку використання підготовленої нафти без додавання інгібіторів корозії необхідно провести додаткове знесолення та зневоднення нафти вміст води у нафті не повинен бути більшим ніж 0 1 % солей хлоридів - не більше ніж 40 мг/дм3; механічних домішок - не більше ніж 5 % ваги . 7.3.2 Склад та концентрації консервуючого розчину при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою нафтою 7.3.2.1 Складові консервуючого розчину та концентрація реагентів що рекомендуються для тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС підготовленою нафтою наведено в додатку Г. 7.3.2.2 В залежності від умов протикорозійного захисту дозволяється використовувати інші реагенти. Концентрація має відповідати їх технічним характеристикам з урахуванням конкретних виробничих умов. 7.3.3 Приготування консервуючого розчину при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою нафтою 7.3.3.1 Перед приготуванням консервуючих розчинів треба визначити об'єм консервуючого розчину необхідний для повного заповнення дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані об'єм консервуючого розчину повинен на 10 % перевищувати внутрішній об'єм дільниці МН та НПС . 7.3.3.2 При використанні у якості консервуючого розчину підготовленої нафти з додаванням інгібіторів корозії треба здійснити наступні заходи: - визначити масову частку інгредієнтів яку необхідно додати в консервуючий розчин що підтверджуються розрахунками та лабораторними дослідженнями швидкості корозії; - визначити кількість та масу реагентів яку необхідно використати для приготування консервуючого розчину; - визначити кількість ємностей необхідну для приготування і зберігання консервуючого розчину за необхідності ; - придбати необхідну заздалегідь обраховану кількість та масу реагентів доставити їх до місця приготування консервуючих розчинів та забезпечити зберігання. 7.3.3.3 Масу консервуючого розчину Мкр в кілограмах визначають за формулою 7.2 . 7.3.3.4 Масу інгібітору корозії бактерициду або інших речовин див. додаток Г Мін у кілограмах яку необхідно додавати у нафту при приготуванні консервуючого розчину визначають за формулою 7.3 . 7.3.3.5 Для здійснення тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС консервуючими розчинами які потрібно завчасно готувати на об'єкті необхідно передбачити ємності резервуари які будуть використані для приготування консервуючих розчинів. 7.3.3.6 Інгібітор може вводитись в консервуючий розчин дозуючими насосами одночасно з подачею підготовленої нафти у дільницю МН та НПС. 7.3.3.7 Приготування консервуючих розчинів у нафті здійснюють розчиненням у ній почергово визначених мас необхідних реагентів згідно технологічному регламенту чи відповідній інструкції. 7.3.3.8 Розрахункові дані по приготуванню консервуючих розчинів для кожного розчину окремо призначені для уточнення коригування технологічного регламенту та приведення його у відповідність до конкретних виробничих умов. 7.3.4 Порядок дій при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції підготовленою нафтою 7.3.4.1 Перед проведенням робіт з тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС необхідно перевірити: * відповідність допоміжного обладнання спецтехніки вимогам стандартів і технічних умов а також його готовність до реалізації усього комплексу робіт; * сумісність матеріалів обладнання нафтопроводу з пропонуємим до використання консервантом; * герметизацію за необхідності фланцевих та сальникових ущільнень запірної арматури. 7.3.4.2 Виконати монтаж спеціального обладнання для підготовки консервуючого розчину та операції по його приготуванню за необхідністю . 7.3.4.3 Подачу консервуючого розчину у дільницю МН та НПС виконують нагнітальними насосами. 7.3.4.4 При подачі консервуючого розчину в дільницю МН та НПС без використання ємностей великого об'єму необхідно провести монтаж дозуючих насосів. 7.3.4.5 Для вивільнення дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані витіснити нафту консервуючим розчином через розподілювач або прямим контактом . 7.3.4.6 Виконати герметизацію дільниці МН що тимчасово переводиться з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані. 7.3.4.7 Якщо товарна нафта відповідає вимогам 7.3.1.2 даного стандарту то дозволяється проводити тимчасовий протикорозійний захист шляхом герметизації дільниці МН та НПС запірною арматурою без додаткових заходів відповідно 7.3.4.2-7.3.4.5 даного стандарту. 7.3.4.8 Перевірити тимчасово переведену з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільницю МН та згідно 6.5 даного стандарту скласти акт див. додаток А . 7.4 Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції газоподібним консервантом 7.4.1 Умови тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції газоподібним консервантом 7.4.1.1 Не рекомендовано виконувати тимчасовий протикорозійний захист підводних дільниць МН або тих що проходять по заболоченим ділянкам газоподібним консервантом. Це може призвести до спливання виведеної з експлуатації дільниці МН. У виключних випадках при тимчасовому протикорозійному захисті підводних дільниць МН або тих що проходять по заболоченим ділянкам попередньо необхідно вжити заходи по запобіганню всплитя трубопроводу. 7.4.1.2 Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС газоподібним консервантом виконують шляхом застосування в якості консерванту: - осушеного повітря з використанням водовіднімаючих агентів адсорбентів ; - осушеного повітря при температурі нижче ніж 273 К 0 ?С ; - осушеним інертним газом наприклад азотом ; - повітрям з додаванням летючих інгібіторів корозії ЛІК . 7.4.1.3 При тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН та НПС газоподібним консервантом об'єкт має бути забезпечений: * спеціальною установкою для компримування газу; * засобами та матеріалами для герметизації дільниці МН та НПС після заповнення її газоподібним консервантом; * індикатором для контролю вологості повітря у трубопроводі. 7.4.1.4 При тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН з використанням осушеного повітря з використанням адсорбентів об'єкт має бути забезпечений спеціальним адсорбційним осушувачем. 7.4.1.5 При використанні осушеного повітря при температурі нижче ніж 273 К 0 ?С об'єкт має бути забезпечений спеціальною установкою для повітряного охолодження газу. 7.4.1.4 При тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН та НПС з використанням ЛІК об'єкт має бути забезпечений спеціальною установкою-субліматором для введення необхідних розрахованих заздалегідь кількості та маси ЛІК у внутрішній простір дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані. 7.4.2 Склад та концентрація консервуючої суміші при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції газоподібним консервантом При тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН та НПС газоподібним консервантом застосовують повітря ЛІК та інертні гази наведені в додатку Д. 7.4.3 Приготування консервуючої суміші при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції газоподібним консервантом 7.4.3.1 При використанні у якості консерванту ЛІК його маса у кілограмах Мін яку необхідно за допомогою субліматору ввести у внутрішній простір дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані визначають за формулою: Мін = Аін ? Vд 7.4 де Аін - ефективна доза інгредієнту див. додаток Д кг/м3; Vд - об'єм внутрішнього простору дільниці МН що підлягає тимчасовому виведенню з експлуатації м3. 7.4.3.2 При використанні у якості консерванту осушеного повітря інертного газу треба змонтувати на дільниці спеціальну установку по динамічному осушуванню повітря інертного газу . 7.4.3.3 Повітря або інертний газ яке необхідно осушити прокачують через систему адсорбентів-осушувачів які знижують відносну вологість повітря до необхідного значення а саме: - повітря інертний газ із об'єкту осушування вентилятором через чотирьохходовий кран направляють в адсорбер наповнений адсорбентом; - осушене повітря інертний газ повертають до трубопроводу; - після того як адсорбент у адсорбері насититься вологою повітря інертний газ поворотом чотирьохходового крану направляють в наступний адсорбер а адсорбент із попереднього адсорберу регенерують; - для регенерації адсорбенту повітря із атмосфери за допомогою вентилятору направляють у нагрівач де його нагрівають до 423 - 443 К або 150 - 170 ?С після чого - направляють у барабан для осушування адсорбенту а вологе повітря із барабану викидають у довкілля. 7.4.3.4 Потужність установки по динамічному осушуванню повітря інертного газу треба вибирати з таким розрахунком щоб повний обмін повітря інертного газу у внутрішньому просторі дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані здійснювався максимально швидко. 7.4.3.5 Роботу по динамічному осушуванню повітря завершують при досягненні ступеню відносної вологості не вище ніж 60 %. 7.4.3.6 Індикатором для визначення ступеню вологості і відповідно можливості подальшого використання адсорбенту який використовується для осушки повітря є силікагель насичений хлоридом кобальту. Оцінку ступеню вологості здійснюють по спеціальній шкалі ГОСТ 8984-75 . 7.4.3.7 При тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН та НПС з використанням ЛІК застосовують спеціальні субліматори: пристрої які повинні забезпечувати нагрівання повітря до 333 - 343 К або 60 - 70 ?С для переведення летючого інгібітору у пароподібний стан. 7.4.3.8 У якості субліматора можна використовувати установку для динамічного висушування повітря адсорбери якого використовують у якості десорберів наповнених інгібітованими носіями ЛІК. Продуваючи повітря через заповнені інгібітором десорбери насичують внутрішній простір дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані парами інгібітору. 7.4.3.9 При тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН та НПС з використанням осушеного повітря при температурі нижче ніж 273 К 0 ?С застосовують спеціальні пристрої повітряного охолодження газу: пристрої які повинні забезпечувати охолодження газу повітря до 233 - 213 К мінус 40-60 ?С для осушення повітря шляхом охолодження нижче точки роси. 7.4.3.10 Метод протикорозійного захисту дільниці МН та НПС за допомогою ЛІК дає можливість зберігати об'єкт при будь-якій вологості осушування повітря не потрібне . 7.4.4 Порядок дій при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції газоподібним консервантом 7.4.4.1 Перед проведенням робіт з тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС необхідно перевірити: * відповідність допоміжного обладнання спецтехніки вимогам стандартів і технічних умов а також його готовність до реалізації усього комплексу робіт; * герметизацію фланцевих та сальникових ущільнень запірної арматури виконати обтягування донабивку сальникових ущільнень у разі потреби ; * допустимий тиск ущільнень запірної арматури у відповідності до експлуатаційної документації при якому гарантується герметичність для газового середовища. 7.4.4.2 При використанні методу тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС газоподібним консервантом виконати за необхідності операції по очищуванню внутрішньої поверхні трубопроводу від залишків рідини за допомогою очищувальних пристроїв при умові наявності вузлів запускання та приймання очищувальних пристроїв та засобів діагностування. 7.4.4.3 Вивільнити від нафти дільницю МН та НПС що тимчасово переводиться з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані шляхом витіснення нафти водою через розподілювач або прямим контактом. 7.4.4.4 Вивільнити від води дільницю МН та НПС що тимчасово переводиться з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані. 7.4.4.5 Вилучити залишки води з дільниці МН та НПС використовуючи поршні або поролонові скрутки за необхідності . 7.4.4.6 Виконати монтаж спеціального обладнання для підготовки та дозування газоподібного консерванту відповідно до обраного консерванту див. 7.4.3 даного стандарту . 7.4.4.7 За необхідності виконати осушення дільниці МН та НПС шляхом продування сухим повітрям. 7.4.4.8 Заповнити внутрішній простір дільниці МН та НПС газоподібним консервантом. 7.4.4.9 Після завершення комплексу робіт по заповненню дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані газоподібним консервантом її герметизують. 7.4.4.10 Перевірити тимчасово переведену з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільницю МН та згідно 6.5 даного стандарту скласти акт див. додаток А . 7.5 Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору 7.5.1 Умови тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору 7.5.1.1 Тимчасовий протикорозійний захист дільниці МН та НПС шляхом нанесення на внутрішню трубопроводу плівки інгібітору виконують за умови наявності вузлів пуску прийому засобів чистки та діагностики. 7.5.1.2 Даний метод використовується для тимчасового протикорозійного захисту дільниць МН будь-якого прокладання. 7.5.2 Склад та концентрації консервуючого розчину при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору 7.5.2.1 Рекомендовані консерваційні оливи для тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору наведено в додатку Е. Дозволяється використовувати інші оливи у відповідності до виробничих умов. Консерваційні оливи є інгібіторами корозії й можуть використовуватись без додавання інших інгібіторів корозії. 7.5.2.2 У якості консервуючого розчину може використовуватись нафта з додаванням інгібіторів корозії. 7.5.3 Приготування консервуючого розчину при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору 7.5.3.1 Консервуючий розчин при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН та НПС шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору використовується в готовому вигляді. 7.5.3.2 Об'єм консервуючого розчину Vпл в м3 необхідний для тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору: 7.5 де - рекомендований коефіцієнт запасу корегується в залежності від конкретних технологічних умов ; - внутрішній діаметр трубопроводу м; - ефективна товщина плівки інгібітору залежить від виду використаного консервуючого розчину визначають після проведення спеціальних випробувань за вимогами ГОСТ 9.506-87 м; L - довжина трубопроводу дільниці МН та НПС яка тимчасово захищається від корозії м. При цьому критерієм ефективної обробки інгібітором внутрішньої поверхні трубопроводу є наявність в кінці ділянки пропуску інгібіторної пробки з об'ємом не менше ніж ??3 /8 і концентрацією інгібітору в кінцевому залишку не менше ніж 90 %. 7.5.4 Порядок дій при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції шляхом нанесення на внутрішню поверхню трубопроводу плівки інгібітору 7.5.4.1 Перед проведенням робіт по тимчасовому протикорозійному захисту дільниці МН та НПС необхідно перевірити: * відповідність допоміжного обладнання спецтехніки тощо вимогам стандартів і технічних умов а також його готовність до реалізації усього комплексу робіт; * сумісність матеріалів обладнання нафтопроводу з запропонованим до використання консервантом. 7.5.4.2 Очистити дільницю МН та НПС що підлягають тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані за допомогою очищувальних пристроїв при умові наявності вузлів запускання та приймання очищувальних пристроїв та засобів діагностування. 7.5.4.3 Прогнати пробку з консервуючим розчином через дільницю МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані за допомогою роздільників при умові наявності вузлів запускання та приймання очищувальних пристроїв та засобів діагностування. 7.5.4.4 Вивільнити дільницю МН та НПС що підлягають тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані від консервуючого розчину інгібітованої оливи. 7.5.4.5 Консервуючий розчин інгібітованої оливи зібраний у резервуари після визначення в ньому концентрації інгібіторів корозії і при необхідності доведення її до норм можна використовувати для тимчасового протикорозійного захисту інших дільниць МН та НПС які підлягають тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані. 7.5.4.6 Перевірити тимчасово переведену з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільницю МН та НПС та згідно 6.5 даного стандарту скласти акт див. додаток А . 7.6 Комбінований метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції 7.6.1 Очистити дільницю МН та НПС що підлягають тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані за допомогою очисних пристосувань при умові наявності вузлів пуску-прийому засобів чистки і діагностики. 7.6.2 Прогнати пробку з розчином інгібітору відповідно 7.5 даного стандарту через дільницю МН та НПС що підлягають тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані через розподілювач або іншим способом. 7.6.3 Вивільнити дільницю МН та НПС що тимчасово переводяться з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані від консервуючого розчину. 7.6.4 Виконати тимчасовий протикорозійний захист дільниці МН та НПС газоподібним консервантом відповідно 7.4 даного стандарту. 7.7 Вимоги до тимчасового протикорозійного захисту запірної арматури 7.7.1 Тимчасовий протикорозійний захист зовнішньої поверхні запірної арматури виконується відповідно ГОСТ 9.014-78. 7.7.2 Тимчасовий протикорозійний захист внутрішньої поверхні запірної арматури виконується в комплекті з нафтопроводами у систему яких вона входить. 7.7.3 Необхідно передбачити заходи з недопущення руйнування запірної арматури що тривалий час знаходитиметься в закритому положенні при наявності в порожнині під кришкою консервуючого розчину. 7.8 Вимоги до тимчасового протикорозійного захисту зовнішніх поверхонь елементів лінійної частини магістральних нафтопроводів 7.8.1 Зовнішні не окрашені поверхні консервувати нанесенням щіткою рідкої оливи типу К-17 ГОСТ 10877-76 . 7.8.2 При тимчасовому протикорозійному захисті зовнішніх поверхонь елементів лінійної частини МН треба перевірити наявність засобів комплексного захисту від корозії їх поверхонь захисним покриттям і засобами електрохімічного захисту. 7.8.3 Перед тимчасовим протикорозійним захистом зовнішніх поверхонь елементів лінійної частини МН треба перевірити наявність і функціонування у відповідності до проекту катодного захисту і установок захисту силових кабелів захисних заземлень обладнання і захисних кожухів МН. 7.8.4 При тимчасовому протикорозійному захисті зовнішніх поверхонь елементів лінійної частини МН треба перевірити наявність і функціонування у відповідності до проекту дренажного захисту від блукливих струмів. 7.8.5 Після тимчасового протикорозійного захисту зовнішніх поверхонь елементів лінійної частини МН треба перевірити працездатність установок катодного захисту з автоматичним підтриманням захисного потенціалу а також установок протекторного захисту. 7.9 Вимоги до тимчасового виведення з експлуатації об'єктів електропостачання 7.9.1 Перед тимчасовим виведенням з експлуатації головному енергетику підприємства МН треба розробити та затвердити схему енергопостачання дільниці МН та НПС що підлягає тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані з урахуванням категорії надійності електропостачання електроустановок що залишилися в експлуатації. 7.9.2 Виведене з експлуатації електроустаткування відключити від'єднанням кабельних ліній. Відключені струмоведучі ланцюги повинні бути ізольовані. Підготовку поверхонь електроустаткування до тимчасового протикорозійного захисту проводити ретельним очищенням від забруднень і слідів корозії. Очищену поверхню устаткування знежирити протерти серветками змоченими у бензині з наступним висушуванням. 7.9.3 Для захисту зовнішніх поверхонь високовольтного електроустаткування застосовувати консерваційну оливу типу К-17. Рідкі інгібітовані оливи можна наносити на великогабаритні деталі та вузли способом пневматичного розпилення розчиняючи їх у бензині до необхідної консистенції. 7.9.4 При тимчасовому виведенні з експлуатації устаткування КТП автоматичні вимикачі викотити в ремонтне положення силові роз'ємні з'єднання покрити захисним мастилом наприклад ПВК ГОСТ 19537-83 . Для тимчасового виведення з експлуатації перемикачів і щитів треба застосувати оливу типу К-17. 7.9.5 При тимчасовому виведенні з експлуатації пускозахисної апаратури робочі поверхні електромагнітів і контактів що виступають частини різьбових деталей фірмові таблички та інші непофарбовані поверхні зачистити знежирити та покрити мастилом типу Літол-24 ГОСТ 21150-87 . 7.9.6 З метою запобігання контактної корозії при захисті інгібіторами апаратури у якій сполучаються деталі з різних металів: мідь з алюмінієм алюміній зі сталлю передбачити ізоляцію різнойменних металів діелектриками прокладки втулки . 7.9.7 Тимчасовому протикорозійному захисту підлягають пристрої РЗА КВП і А що забезпечують захист електроустаткування яке тимчасово виводиться з експлуатації крім залишених в роботі елементів електропостачання. 7.9.8 Перед тимчасовим протикорозійним захистом перевірити стан і забезпечити цілісність оглядових скелець вимірювальних приладів і реле кришок кожухів та їхніх кріплень ущільнень. Видалити забруднення з реле приладів та інших пристроїв. 7.9.9 Для ізоляції від навколишнього середовища надіти на реле прилади та допоміжні пристрої пилозахисні чохли. Змащення деталей не проводиться. Місця електричних з'єднань контакти покрити технічним вазеліном. 7.9.10 Пристрої РЗА призначені для роботи в закритих сухих опалювальних приміщеннях зняти зі щитів пультів і панелей від'єднав їх від кабелів і проводів замаркувати кінці контрольних кабелів. Реле прилади та інші пристрої РЗА обгорнути кожне окремо парафінованим папером для захисту від вологи й помістити в картонні коробки. Картонні коробки з апаратурою помістити у фанерні або дощаті ящики. У кожний ящик укласти пакувальний аркуш з переліком вмісту. Ящики зберігати в спеціально призначеному для зберігання приладів опалювальному приміщенні. 7.9.11 Пристрої РЗА КВП і А що працюють у приміщеннях при температурі повітря від 253 К до 318 К від мінус 20°С до + 45°С не демонтують; змащення деталей та вузлів не здійснюють; на них надівають пилозахисні чохли. Місця електричних з'єднань контакти покрити технічним вазеліном. 7.10 Особливості переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці магістрального нафтопроводу При тимчасовому переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН треба перевірити: * наявність електрохімічного захисту і відповідність його вимогам діючих в Україні НД; * запас по напрузі і струму на початковий момент включення установок катодного захисту він має бути не менше за 50 % від номінальної напруги і струму перетворювача. А максимальне завантаження перетворювача за потужністю має бути не більше за 25 % від номінальної; * вивід контрольно-вимірювального пункту що повинен бути приєднаний до труби у точці дренажу на відстані не менше за 6 м від місця приєднання кабелю установки катодного або дренажного захисту; * площа перерізу дроту для з'єднання установки електрохімічного захисту з контрольно-вимірюваним пунктом повинна бути не менше ніж 6 мм2 з алюмінію не менше ніж 4 мм2 з міді . 7.11 Переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані нафтоперекачувальної станції 7.11.1 Особливості переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані нафтоперекачувальної станції 7.11.1.1 При переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані НПС на тривалий час технологічні трубопроводи НПС повинні бути відсічені приварними заглушками установлюваними з боку НПС та лінійної частини МН. 7.11.1.2 Технологічні трубопроводи НПС залежно від тривалості переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані можуть звільнятися від нафти або залишатися заповненими товарною нафтою або нафтою з консервантом. 7.11.1.3 Тимчасовий протикорозійний захист технологічних трубопроводів виконувати відповідно обраного методу див. 7.1-7.9 даного стандарту . 7.11.1.4 Устаткування і системи що залишаються на нафтоперекачувальній станції що переведена з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані повинні бути справними та працездатними. 7.11.1.5 Тимчасовий протикорозійний захист резервуарів виконуються з урахуванням вимог які викладені у ГОСТ 9.602-89. 7.11.2 Вимоги до тимчасового виведення з експлуатації електродвигунів 7.11.2.1 Для зберігання електродвигунів ротори їх необхідно демонтувати та укласти у спеціально підготовлену постіль з опорою посередині що виключає прогин валу. Кінці валів зачистити промити бензином висушити та покрити мастилом у відповідності до діючих в Україні НД. Ротор закрити пилозахисним чохлом. 7.11.2.2 Всі поверхні деталей електродвигунів і запасних частин що тимчасово виводяться з експлуатації промити бензином протерти ганчір'ям і просушити. Виявлені ознаки корозії видалити. Поверхню уражену корозією зачистити шліфувальним полотном змоченим промисловою оливою. Поверхню кольорових металів і сплавів очистити від продуктів корозії дрібною шліфувальною шкуркою змоченою промисловою оливою. 7.11.2.3 На поверхнях тіл і доріжок кочення підшипників корозія неприпустима. При наявності корозії на підшипниках вузли вважаються такими що вийшли з ладу і повинні бути замінені новими. 7.11.2.4 На підготовлену поверхню кінців шийок валу ділянок під лабіринтові ущільнення різьбових отворів покажчика обертання робочих поверхонь вкладишів підшипників нанести пульверизатором нітроглифталеву емаль наприклад НЦ-132 або НЦ-132П ГОСТ 6631-74 . 7.11.2.5 Забезпечити герметизацію системи вентиляції від додаткового вентилятора і клапана продувки. Вентиляційну щілину клапана продувки змазати оливою К-17 і обернути парафінованим папером. 7.11.2.6 Вийняти вугільні щітки із щіткотримачів загорнути їх у м'яку тканину так щоб захистити поверхні від ушкоджень і прикріпити їх до обойм щіткотримачів. 7.11.2.7 Контактні кільця статора електродвигуна протерти ганчір'ям змоченим у бензині. Поверхню витерти насухо після чого покрити шаром парафіну 0 2 - 0 5 мм обгорнути сухим кабельним папером закріпити на колекторах стек-стрічкою поверх паперу накласти шар поліетиленової плівки. 7.11.2.8 Поверхні позначені "Вибух" крім поверхонь на валу і поєднаних з ними поверхонь ущільнень покрити оливою типу К-17; на вал і поєднані з ними поверхні нанести мастило типу ЦИАТИМ-201 ГОСТ 6267-74 . 7.11.2.9 Для запобігання конденсації вологи на поверхнях електродвигунів що підлягають тимчасовому виведенню з експлуатації їх треба зберігати в приміщенні при температурі повітря не нижче ніж 288 К +15 °С і відносної вологості не більше ніж 70 %. Тимчасовий протикорозійний захист проводити одразу після підготовки поверхні в чистих бавовняних або гумових рукавичках. Мастило наносити щіткою у два шари хрест-навхрест пульверизацією сухим повітрям або методом занурення. 7.11.3 Вимоги до тимчасового виведення з експлуатації засобів автоматизації та телемеханізації 7.11.3.1 Виконати зовнішній огляд засобів автоматизації та телемеханізації для виявлення механічних ушкоджень вм'ятин тріщин і т.д. що погіршують роботоздатність або порушують герметичність а також виявлення корозійних уражень. 7.11.3.2 Перевірити стан і кріплення скла і вимірювальних шкал. Виявлені дефекти усунути. 7.11.3.3 Поверхні засобів АСУ ТП КВП очистити від пилу знежирити уайт-спіритом. Відновити лакофарбове покриття. При виявленні корозії зачистити поверхні шліфувальною шкуркою. 7.11.3.4 Перевірити роботоздатність засобів АСУ ТП КВП. Результати оформити актами та протоколами випробувань. 7.11.3.5 Відключити електроживлення засобів АСУ ТП КВП. Кабелі від'єднати в клемних коробках або на щитах. 7.11.3.6 Прилади ізолювати від навколишнього середовища за допомогою пакувальних матеріалів з додаванням до пакетів силікагелю. Норма закладки силікагелю встановлюється з розрахунку 1 кг/м3. У якості пакувального матеріалу використати поліетиленову плівку і папір парафінований конденсаторний або обгортковий. Частини приладів що виступають повинні обгорнути пакувальним матеріалом. 7.11.3.7 Демонтовані кабелі обгорнути парафіновим папером і помістити в картонні коробки. 7.11.3.8 Клемні з'єднання наконечники проводів покрити оливою типу К-17. 8 МЕТОДИ ТА ПЕРІОДИЧНІСТЬ КОНТРОЛЮ ТИМЧАСОВО ПЕРЕВЕДЕННОЇ З РЕЖИМУ ТРАНСПОРТУВАННЯ В РЕЖИМ УТРИМАННЯ В БЕЗПЕЧНОМУ СТАНІ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ 8.1 Періодичність контролю тимчасово переведеної з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції 8.1.1 Періодичність та обсяг перевірок стану обладнання та ефективності захисту від корозії дільниці МН та НПС встановлюється інструкцією регламентом на тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС але не рідше двох разів у рік. Результати перевірок фіксуються в спеціальних журналах за довільною формою. 8.1.2 При виявленні в ході перевірок або в інших випадках тих або інших недоліків дільниця МН повинна бути виведена з режиму тимчасового протикорозійного захисту. Підприємство МН зобов'язане з'ясувати причини недоліків розробити й реалізувати заходи щодо їхнього усунення. Подальше тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС може бути продовжене після усунення причин появи несправностей. 8.1.3 Після проведення робіт по тимчасовому переведенню з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС повинен постійно проводитися контроль тисків у трубному просторі. 8.1.4 При порушенні герметичності тимчасово переведеної з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС необхідно усунути негерметичність та причину її виникнення. 8.1.5 У період тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниць МН та НПС необхідно здійснювати контроль за параметрами об'єкту у тому числі за тиском консерванту у трубопроводах температурою консерванту при необхідності у зимовий період концентрацією інгібітору і швидкістю корозії труб. 8.2 Контроль за тиском і температурою в трубопроводах 8.2.1 Контроль за тиском консерванту у трубопроводах дільниці МН здійснювати по манометрах установлених на нагнітальному трубопроводі консервуючої суміші. 8.2.2 Через зміни температури ґрунту і навколишнього середовища можливі зміни тиску в законсервованій системі а також можливі витоки консервуючих розчинів та газів. У випадку коли тиск у трубопроводах і обладнанні знижується визначити та усунути причину зниження тиску. 8.2.3 При зниженні тиску в системах відновити його підкачуванням консервуючих розчинів в трубопроводи або подачею газоподібного консерванту відповідно до методу тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС. 8.3 Контроль за температурою у зимовий період 8.3.1 Контроль за температурою консерванту грунту у зимовий період проводять при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН підготовленою водою за умови невиконання 7.1 7.2.1.3 даного стандарту. Він проводиться для своєчасного включення циркуляційного насоса і проведення циркуляції розчину інгібітору при мінусових температурах навколишнього середовища. 8.3.2 З настанням морозів нижче за 253 К мінус 20 °С на окремих дільницях можливе тимчасове промерзання ґрунту на рівні верхніх утворюючих труб. При цьому гідравлічний опір буде збільшуватися за рахунок обмерзання стінок труб. При зниженні температури консерванту нижче за 274 К 1 °С передбачати додаткові заходи щодо утеплення труб і засувок: * використання як утеплювача снігу зовнішнє засипання засувок ; * укриття засувок і труб поліетиленовою плівкою; * облаштування технологічних засувок дерев'яними коробками з засипанням останніх тепло ізолятором та інші заходи. 8.3.3 Окрім параметрів консерванту необхідно реєструвати температуру навколишнього середовища повітря . 8.4 Контроль за складом консервуючого розчину і швидкістю корозії трубопроводів 8.4.1 Склад консерванту буде змінюватися з часом у зв'язку з відкладенням на стінках труб процесами перенесення конвекційно-дифузійного а так само за рахунок взаємодії інгібітору з розчиненим і поступаючим з повітря киснем. Тобто згодом ефективність дії інгібітору буде мінятися. З аналогічних причин змінюватиметься і реакція середовища рН . 8.4.2 Для визначення ефективності дії інгібітору а також обґрунтування необхідності його додаткового введення в трубопроводи передбачається контроль корозійного стану трубопроводів. 8.4.3 Для кількісної оцінки захисної здатності інгібіторів використовують масометричний "гравіметричний" відповідно до ГОСТ 9.506-87 метод. 8.4.3.1 Масометричний метод полягає у визначенні втрат маси металевих взірців-свідків за час їх експозиції в корозійному середовищі з наступною оцінкою захисних властивостей консерванту по зміні швидкості корозії визначеній по відомих формулах ГОСТ 9.506-87 . 8.4.3.2 Визначення швидкості корозії здійснюються з метою оцінки фактичної ефективності тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН прийнятим методом. Вони здійснюються за допомогою взірців-свідків у визначених місцях дільниці МН. 8.4.3.3 Визначення ефективності тимчасового протикорозійного захисту здійснюють постійно у відповідності до діючих в Україні НД. 8.4.4 Для якісної оцінки захисної здатності інгібіторів використовують електрохімічний метод відповідно ГОСТ 9.506-87 та різні модифікації корозиметрів індикаторів корозії принцип роботи яких оснований на зазначеному методі. 8.4.5 Визначення концентрації консервуючого розчину та реакції середовища рН доцільно вести одночасно з моніторингом корозії. Відбір проб консерванту з технологічних трубопроводів НПС проводити після проведення його циркуляції. 8.5 Вимоги до контролю електрохімічного захисту тимчасово переведеної з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці магістрального нафтопроводу 8.5.1 Контроль електрохімічного захисту тимчасово переведенної з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН передбачає визначення: * корозійної активності середовища по всій протяжності трубопроводу дільниці МН; * стану захисного покриття по всій протяжності трубопроводу дільниці МН; * стану засобів ЕХЗ; * захищеності за протяжністю і захищеності у часі кожної дільниці МН. Місця пошкоджень покриття визначають методами електрометрії та іншими фізичними методами ДСТУ 4219:2003 . 8.5.2 Контроль ЕХЗ виконують згідно з програмою робіт яку складають з урахуванням особливостей об'єкту його стану повноти попередніх досліджень. 8.5.3 Під час контролю ЕХЗ повинен бути визначений інтегрально та локально стан покриття. 8.5.3.1 Інтегрально оцінку захисного покриття виконують на підставі даних: * про силу захисного струму УКЗ; * за розподілом потенціалів по протяжності трубопроводу; * за перехідним опором; * за густиною захисного струму вибірково . 8.5.3.2 Локальну оцінку захисного покриття виконують на підставі: * вимірювання потенціалу методом виносного електрода та/або обстеження шукачем пошкоджень захисного покриття; * вимірювання поздовжнього або поперечного градієнта потенціалів; * огляду покриття у шурфах. 8.5.4 Допускається застосування інших методів для визначення місця розмірів і характеру дефектів захисного покриття трубопроводів згідно з діючими в Україні НД. 9 ОЦІНКА ДОСТАТНОСТІ ВЖИТИХ ЗАХОДІВ ДЛЯ ЗБЕРЕЖЕННЯ ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ТИМЧАСОВО ПЕРЕВЕДЕННОЇ З РЕЖИМУ ТРАНСПОРТУВАННЯ В РЕЖИМ УТРИМАННЯ В БЕЗПЕЧНОМУ СТАНІ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ 9.1 Для оцінки достатності вжитих заходів для збереження технічного стану тимчасово переведеної з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та НПС проводять перевірку обладнання та систем відповідно до таблиці 9.1. 9.2 Сліди корозії на зовнішніх металевих поверхнях виявляють візуально. На обладнанні що має лаковані або пофарбовані поверхні корозію виявляють по здуттю плівок лаку або фарби та їх відставанню від поверхні. 9.3 Характерні дефекти для плівкових покриттів і покриттів із консистентних мастил при візуальному огляді : сповзання; порушення цілісності покриття; забруднення пилом та іншими сторонніми включеннями; усихання розтріскування; розриви тріщини усихання. 9.4 У процесі оглядів і перевірок обладнання що тимчасово виведено з експлуатації проводяться аналізи контрольних проб на вміст інгібіторів. При досягненні швидкості корозії 0 1 мм/рік необхідно провести повторний протикорозійний захист обладнання. 9.5 Для перевірки якості герметизації через 10 діб після тимчасового протикорозійного захисту газоподібним консервантом перевіряється відносна вологість повітря в герметизованому об'ємі в першу чергу для визначення захисних властивостей консерванту. 9.6 Герметизація перевіряється за допомогою манометрів по зміні тиску у внутрішньотрубному просторі. 9.7 Один раз у півроку при короткочасному виведенні з експлуатації до одного року і 1 раз на рік при тривалому виведенні з експлуатації здійснюється випробування електродвигунів для чого робиться їх введення в експлуатацію. Випробуванню піддається 10 % але не менше за одиницю устаткування кожного виду. 9.7.1 При випробуванні електродвигунів агрегатів з використанням централізованої системи змащення підшипників у роботу включається оливна система. 9.7.2 При випробуванні перевіряється легкість запуску електродвигунів робота контрольно-вимірювальних приладів запобіжних пристроїв системи автоматики. Тривалість роботи електродвигунів при випробуванні не більше 30 хвилин. Таблиця 9.1 - Технічне обслуговування трубопроводів та обладнання дільниці МН та НПС що тимчасово переведені з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані Обладнання і системи Періодичність Типовий обсяг робіт Контрольований параметр 1 2 3 4 Насоси основні і допоміжні Один раз на 3 місяці 1. Вимір температури та вологості в приміщенні; 2. Проведення повторного протикорозійного захисту при необхідності Температура ? 278 К 5°С вологість ? 70 % Один раз у 6 місяців 1. Візуальний огляд зовнішніх поверхонь торцевих і сальникових ущільнень підшипникових опор; 2. перевірка цілісності запакованих вузлів; 3. вилучення окремих контрольних зразків; ліквідація витікань; 4. Прокручування валу Кут повороту не більше за 90? Трубопроводи включаючи фільтри-брудоуловлювачі ємності трубопроводи витоків дренажу Один раз у 6 місяців 1. Візуальний огляд зовнішніх поверхонь відновлення пофарбованих поверхонь; 2. Вилучення контрольних зразків; 3. Проведення повторного протикорозійного захисту при необхідності Швидкість корозії < 0 1 мм/рік Запірні регулюючі механізми заслінки засувки крани Один раз на 1 рік 1. Візуальний огляд зовнішніх поверхонь перевірка цілісності упаковування. 2. Прокручування вручну рухливих частин механізмів; 3. Проведення повторного протикорозійного захисту при необхідності Кінець таблиці 9.1 1 2 3 4 Електродвигуни основних і допоміжних насосів Один раз на 3 місяці Визначення температури та вологості в приміщенні Температура ? 283 К 5 °С вологість ? 70 % Один раз у 6 місяців 1. Візуальний огляд зовнішніх поверхонь ліквідація витікань; 2. Прокручування валу з відновленням захисного покриття і герметичності Кут повороту - 90° Один раз на 1 рік 1. Випробування електродвигунів; 2. Замір опору ізоляції мегомметром Працездатність всіх систем електродвигуна відповідно до НТД на конкретний двигун Ки ? 1 5 МОм Мережа енергопостачання Один раз на 3 місяці Перевірка обертання дисків лічильників справності освітлення мережі заземлення стану ізоляції й приміщень роботи сигналізації Один раз у 6 місяців Огляд кабелів прокладених у землі Один раз на 1 рік 1. Візуальний огляд зовнішніх поверхонь контактів рубильників перевірка наявності пломб у лічильників реле заглушок на вхідних пристроях. 2. Огляд кабельних муфт на лініях напругою вище 1000 В трас кабелів прокладених на естакадах у каналах колекторах і по стінах будинків 3. Те ж на напругу вище й нижче 1000 В Через 2 роки Огляд кабельних колодязів Система КВП і А Один раз у 6 місяців Перевірка справності та тестування приладів що мають електролітичні конденсатори Один раз на 1 рік Візуальний огляд перевірка герметичності та кольору силікагеля-індикатору Кольори індикатору 9.8 Стан ізоляції електроустаткування контролюється мегомметром під час оглядів один раз на рік. 9.9 Найменший допустимий опір ізоляції обмотки статора повинен становити 1 5 МОм. Електродвигун що має опір ізоляції обмотки нижче за 1 5 МОм необхідно висушити. Під час висушування температура обмотки повинна бути не більше за 383 К 110 °С . 9.10 Контроль якості трансформаторної оливи по пробивній напрузі та вмісту води здійснюється: ? для заповнених оливою вводів із паперово-масляною ізоляцією один раз в 2 роки інших вводів - один раз в 3 роки; ? для масляних вимикачів 35 - 110 кВ не рідше одного разу в 2 роки; ? для масляних вимикачів 6 - 10 кВ і заповненої оливою вибухозахищеної електроапаратури заливається свіжа олива при введенні в експлуатацію але не рідше одного разу в 5 років. 9.11 Для трансформаторів з потужністю до 630 кВА проба оливи не відбирається при незадовільних характеристиках ізоляції здійснюється робота з її відновлення заміні оливи. 9.12 Огляд стану контактів силових частин і вторинної комутації здійснюється не рідше 1 разу на рік. Під час оглядів треба переконатися у герметичності підведення кабелю у ввідний пристрій електроустаткування. Ввідні пристрої які не використовуються повинні бути герметично закриті за допомогою заглушок. 9.13 Періодичному огляду підлягають всі законсервовані засоби автоматизації та телемеханізації дільниці МН. Якщо законсервовані демонтовані прилади зберігалися у приміщенні де підтримувалася температура не нижче за 278 К 5 °С і вологість не вище ніж 70 % огляд проводиться один раз на рік. 9.14 При огляді перевіряти цілісність пакування і стан силікагелю-індикатору. При порушенні герметичності пакування виконати повторний протикорозійний захист приладу. 9.15 У випадку підвищення вологості усередині пакувального чохла або закінченні строку придатності силікагелю зміна кольору силікагелю-індикатору на рожевий при відсутності зовнішньої корозії на поверхні приладу замінити силікагель-осушувач і силікагель-індикатор а також перепакувати прилад в герметичний чохол. При наявності слідів корозії виконати переконсервування приладу. 9.16 Для приладів КВП автоматики телемеханіки що тимчасово протикорозійно захищені на місці експлуатації проводити огляд 1 раз у півроку на предмет цілісності захисних покриттів і відсутності слідів корозії. При виявленні ушкоджень виконати повторний протикорозійний захист приладів. 9.17 Один раз у 6 місяців проводити перевірку справності та тестування приладів що мають електролітичні конденсатори. При перевірці подати напругу живлення на засоби автоматики та телемеханіки. Перевіряють параметри роботи блоків живлення цілісність запобіжників. Для тестування електролітичних конденсаторів подати робочу напругу на прилади та засоби автоматизації на термін не менш ніж 6 годин. Блоки автоматики та телемеханіки перевіряти на імітаторах та стендах. 9.18 Виконати зовнішній огляд шаф кабелів і трубних перемичок для виявлення механічних ушкоджень. Технічне обслуговування трубопроводів та обладнання дільниці МН що тимчасово виведена з експлуатації наведено у таблиці 9.1. 10 ОРГАНІЗАЦІЯ РОБІТ ПО ВВЕДЕННЮ В ЕКСПЛУАТАЦІЮ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ ЩО ТИМЧАСОВО ПЕРЕВЕДЕНІ З РЕЖИМУ ТРАНСПОРТУВАННЯ В РЕЖИМ УТРИМАННЯ В БЕЗПЕЧНОМУ СТАНІ 10.1 Переведені з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниця МН та НПС підлягають плановим оглядам і перевіркам згідно складеним і затвердженим графікам. При планових перевірках здійснюється відновлення захисту проводиться оцінка технічного стану ділянки і елементів обладнання роботоздатності обладнання. 10.2 Згідно результатам проведених оглядів і перевірок дільниць МН та НПС та їх обладнання підприємством МН приймається рішення про необхідність проведення позапланового технічного обслуговування повторного протикорозійного захисту або ремонту. 10.3 Про всі виконані роботи з вказаними датою часом та характером усуненого дефекту виконавці робіт повинні зробити відповідні записи в експлуатаційні документи обладнання: паспорти технологічні карти журнали тощо. 10.4 Ремонт пов'язаний з відновленням всіх видів вибухозахисту виготовленням заміною деталей з вибухозахисними поверхнями повинен виконуватися у відповідності до чинних в Україні НД. 10.5 Рішення про введення в експлуатацію дільниці МН та НПС що тимчасово переведена з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані приймає підприємство МН або органи виконавчої влади які приймали рішення про виведення з експлуатації або їх правонаступники . Рішення оформлюють як наказ або інший розпорядчий документ. 10.6 Організація робіт по введенню в експлуатацію дільниці МН та НПС що тимчасово переведені з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані надалі - введення в експлуатацію передбачає: * складання і затвердження підприємством МН філією підприємства МН заходів по проведенню робіт по введенню в експлуатацію дільниці МН та НПС; * проведення робіт по введенню в експлуатацію дільниці МН та НПС за затвердженими заходами; * контроль за виконанням робіт по введенню в експлуатацію дільниці МН та НПС на відповідність складеним заходам; * приймання робіт по введенню в експлуатацію дільниці МН та НПС робочою комісією підприємства МН філії підприємства МН ; * складання і затвердження робочою комісією підприємства МН філії підприємства МН акту виконання робіт по введенню в режим транспортування дільниці МН та НПС з режиму тимчасовому утримання в безпечному стані. 10.7 Датою введення в експлуатацію дільниці МН та НПС вважається дата підписання відповідного акту . 11 ПОРЯДОК ДІЙ ПО ВВЕДЕННЮ В ЕКСПЛУАТАЦІЮ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ ЩО ЗНАХОДИЛИСЯ В РЕЖИМІ УТРИМАННЯ В БЕЗПЕЧНОМУ СТАНІ 11.1 Загальні положення 11.1.1 Для введення в дію дільниці МН та НПС що експлуатації знаходилися в режимі утримання в безпечному стані надалі - введення в експлуатацію треба виконати комплекс заходів пов'язаних із перевіркою роботоздатності обладнання і обкаткою перед виводом в робочий режим. 11.1.2 Зміну категорії електропостачання при введенні обладнання дільниці МН в експлуатацію погоджують з представниками енергомереж району. 11.1.3 Привести допоміжне обладнання у робочий стан згідно з інструкцією по експлуатації цих видів обладнання. 11.1.4 Зовнішні та внутрішні поверхні устаткування і ємностей треба: * протерти ганчір'ям від консерванту; * протерти ганчір'ям змоченим малов'язкими мастилами бензином з наступним обдуванням теплим повітрям або протиранням насухо; * занурити в розчинники з наступним висушуванням або протиранням насухо; * промити гарячою водою або миючими розчинами з наступним висушуванням. 11.2 Введення в експлуатацію дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції при тимчасовому протикорозійному захисті підготовленою водою 11.2.1 Операції по введенню в експлуатацію дільниці МН та НПС при тимчасовому протикорозійному захисті підготовленою водою полягають у вивільненні дільниці МН та НПС у будь-який прийнятний спосіб видавлювання тиском відкачуванні тощо від консервуючого розчину. 11.2.2 Консервуючий розчин треба видаляти у заздалегідь приготовлені для цього ємності чи резервуари. 11.2.3 У відповідності до токсичності і пожежонебезпечності консервуючого розчину підчас введення в експлуатацію дільниці МН та НПС треба неухильно дотримуватись вимог безпечного виконання робіт при роботі з консервуючими розчинами. 11.2.4 У випадку коли подальше використання консервуючого розчину в організації не планується або його зберігання в належних умовах згідно вимог діючих в Україні НД на об'єкті неможливе розчин відправляють: * на нафтопереробний завод НПЗ на утилізацію; * до резервуарних парків з можливим відстоюванням консервуючої суміші; * в спеціальні амбари для випаровування консервуючої суміші; * якщо концентрація шкідливих речовин не перевищує гранично допустимі концентрації відповідно чинним в Україні НД зливають на грунт. 11.3 Введення в експлуатацію дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції при тимчасовому протикорозійному захисті підготовленою нафтою 11.3.1 При введенні в експлуатацію дільниці МН та НПС що тимчасово протикорозійно захищені підготовленою нафтою відповідно до рішення підприємства МН можуть вивільнити від консервуючого розчину або залишити у трубопроводі і транспортувати разом із товарною нафтою як продукт. 11.3.2 У випадку прийняття рішення керуючими органами використати консервуючий розчин підготовленої нафти у якості товарної нафти треба виконати операції по вилученню відповідних заглушок і відкрити необхідні засувки. 11.3.3 У випадку прийняття рішення керуючими органами про вивільнення дільниці МН та НПС від консервуючого розчину нафти їх вивільняють у будь-який прийнятний спосіб видавлювання тиском відкачування тощо . 11.3.4 Консервуючий розчин нафти направляють до резервуарних парків у нафтоуловлювачі. 11.4 Введення в експлуатацію дільниці магістрального нафтопроводу та нафтоперекачувальної станції при тимчасовому протикорозійному захисті газоподібним консервантом 11.4.1 Для звільнення газоподібного консерванту з дільниці МН та НПС що була законсервована газоподібним консервантом перед введенням в експлуатацію на обох кінцях дільниці МН та НПС між запірною арматурою треба передбачати установку продувних свічок. Свічки двох сусідніх дільниць треба об'єднувати. 11.4.2 Нейтралізацію шкідливих властивостей газових викидів треба передбачити у відповідності з вимогами діючих в Україні НД по розрахунку розсіяння в атмосфері шкідливих речовин. 11.4.3 Скинути тиск газоподібного консерванту з трубопроводу дільниці МН та НПС що вводиться в експлуатацію. 11.4.4 Демонтувати торцеві заглушки що встановлені на кінцях дільниці МН та НПС. 11.4.5 Необхідно провести продування інертним газом азотом всіх відключених апаратів або окремих дільниць МН та НПС. 11.4.6 Заповнити дільницю МН та НПС транспортуючим продуктом. 12 ВИМОГИ БЕЗПЕКИ 12.1 При підготовці дільниці МН та НПС до тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані необхідно розробити план заходів щодо охорони праці пожежної безпеки та охорони навколишнього природного середовища. 12.2 На підприємстві необхідно мати дані про показники вибухопожежної та пожежної небезпеки речовин і матеріалів що застосовуються в технологічних процесах ГОСТ 12.1.044-89 . Застосовувати в технологічних процесах речовини і матеріали з невідомими показниками пожежної небезпеки забороняється. 12.3 Необхідно дотримуватись вимог безпеки при роботі з речовинами відповідно до їх технічних умов враховуючи клас небезпеки речовин додатки В-Д ГОСТ 12.1.007-76 та ГОСТ 12.1.005-88 . 12.3.1 Нітрит натрію ГОСТ 19906-74 негорючий але пожежонебезпечний. При нагріванні розкладається з виділенням оксидів азоту. Окислювач помірної дії. Сприяє самозайманню горючих матеріалів. Взаємодія нітриту натрію з горючими речовинами може супроводжуватися вибухом. Нітрит натрію викликає зміни в складі крові порушення центральної нервової системи та печінки. Здатний подразнювати шкіру і слизисті оболонки. Можливе проникнення через непошкоджену шкіру. При прийманні усередину може викликати отруєння. Гранично-допустима концентрація у повітрі робочої зони - 5 0 мг/м3 ГОСТ 19906-74 . Клас небезпеки - 3 ГОСТ 12.1.005-88 . 12.3.2 Інгібітори корозії що вміщуютьсяся в консерванті мають низьку концентрацію і не є небезпечними. Однак вживання їх усередину та використання з метою миття неприпустимо. 12.3.3 Сода кальцинована ГОСТ 5100-85 . При потраплянні на вологу шкіру та слизисті оболонки сода може викликати подразнення а при довготривалому впливі - дерматит та кон`юктивіт. Постійне вдихання повітря забрудненого пилом кальцинованої соди може викликати подразнення дихальних шляхів. Гранично-допустима концентрація у повітрі робочої зони 2 мг/м3 ГОСТ 12.1.007-76 . Клас небезпеки - 3 ГОСТ 12.1.005-88 . 12.3.4 Аміак ГОСТ 3760-79 . Гранично-допустима концентрація у повітрі робочої зони 20 мг/м3 ГОСТ 12.1.007-76 . Клас небезпеки - 4 ГОСТ 12.1.005-88 . 12.3.5 Азот ГОСТ 9293 - 74 нетоксичний вибухобезпечний. Накопичення газоподібного азоту викликає явище кисневої недостатності та задухи. Вміст кисню у повітрі робочої зони повинен бути не менше 19 %. Рідкий азот - низькокипляча рідина котра може викликати обмороження шкіри та поразку слизистої оболонки очей. 12.3.5.1 Перед використанням і проведенням робіт з застосуванням рідкого азоту повинна проводитись перевірка вмісту в ньому кисню. 12.3.5.2 Зливання рідкого азоту повинно проводитися в спеціально відведених місцях що не мають покриттів з асфальту дерева або інших органічних матеріалів. 12.3.5.3 Перед проведенням ремонтних робіт або оглядом транспортної або стаціонарної ємності рідкого азоту що була в експлуатації її необхідно відігріти до температури навколишнього середовища і продути повітрям. 12.3.5.4 Починати працювати дозволяється тільки після того як вміст кисню усередині цистерни та устаткуванні буде менше за 19 %. 12.3.5.5 При роботі в атмосфері азоту необхідно користуватися ізолюючим кисневим приладом або шланговим протигазом. 12.3.6 Нафтопродукти мають слабкий але шкідливий вплив на організм людини однак спеціальних мір захисту не вимагають. 12.3.7 Консерваційне олива К-17 ГОСТ 10877-76 являє себе горючу в'язку рідину: температура спалаху 420 К 147 ?С ; температура самозаймання 543 К 270 ?С ; температурні границі займання: нижня 395 К 122 ?С верхня 436 К 163 ?С . 12.3.7.1 Гранично-допустима концентрація пари вуглеводнів у повітрі виробничого приміщення 300 мг/м3. Гранично допустима концентрація масляного туману у повітряному середовищі виробничого приміщення - 5 мг/м3. Приміщення в якому проводяться роботи з консерваційною оливою К-17 має бути забезпечено припливно-витяжною вентиляцією. 12.3.7.2 В приміщенні для зберігання та використання консерваційної оливи К-17 забороняється використання відкритого вогню штучне освітлення повинно бути у вибухонебезпечному виконанні. При відкриванні тари не дозволяється використання інструменту що дає при ударі іскру. 12.3.7.3 При загорянні консерваційної оливи К-17 використати розпилену воду піну або вуглекислий газ. 12.3.7.4 При розливі консерваційної оливи К-17 зібрати його в окрему тару місце розливу протерти сухим ганчір'ям; розлив масла на відкритому майданчику засипати піском з наступним його видаленням. 12.3.7.5 При роботі з консерваційною оливою К-17 застосовувати індивідуальні засоби захисту як при роботі з лугами. 12.3.8 Силікагель технічний ГОСТ 3956 - 76 зберігають у закритому складському приміщенні в неушкодженій упаковці. Силікагель пожежо- і вибухобезпечний. Силікагель не є токсичною речовиною. Пил силікагелю що вдихається людиною здатен викликати зміни в легенях внаслідок токсичної дії двоокису кремнію. Гранично-допустима концентрація пилу силікагелю що містить від 10 % до 70 % вільного двоокису кремнію в повітрі робочої зони виробничих приміщень становить 2 мг/м3 ГОСТ 12.1.007-76 . По ступеню впливу на організм продукт відноситься до речовин 3 класу небезпеки ГОСТ 12.1.005-88 . 12.3.9 Силікат натрію ГОСТ 13079-81 . Уникати контакту з харочвими продуктами. Не вживати в їжу. Уникати потрапляння в очі. У випадку потрапляння в очі промити під проточною теплою водою. По закінченні роботи вимити руки теплою водою. 12.4 Технологічне обладнання призначене для використання вибухопожежонебезпечних і пожежонебезпечних речовин і матеріалів повинно відповідати вимогам діючих нормативних актів з охорони праці та паспортам заводів-виробників. 12.5 Параметри режиму роботи технологічного обладнання пов'язаного з застосуванням легкозаймистих ЛЗР і горючих рідин ГР а також вибухопожежонебезпечного пилу повинні відповідати технологічній документації розробленій з врахуванням діючих в Україні НД. 12.6 В технологічному обладнанні повинні підтримуватись концентрації горючих газів парів суспензій та сумішей поза межами їх займання. В протилежному випадку повинні бути прийняті додаткові заходи по запобіганню пожежам та вибухам у відповідності з вимогами ГОСТ 12.1.004-91 і ГОСТ 12.1.010-76. 12.7 Для миття і знежирення обладнання виробів і деталей повинні застосовуватись негорючі технічні миючі засоби а також безпечні в пожежному відношенні установки і способи. Використання для даних цілей горючих миючих засобів на обмежений період допускається тільки в окремих випадках з внесенням відповідних змін до технологічної документації та з дозволу органів пожежного нагляду. 12.8 На приладах контролю і регулювання вибухопожежонебезпечних технологічних параметрів повинні бути позначені межі критичних значень їх змін на основі допустимих областей вибухопожежобезпечної роботи. 12.9 У разі відхилення наближення одного чи кількох параметрів вибухопожежонебезпечного технологічного процесу поза гранично допустимі межі прилади контролю і регулювання повинні подавати попереджуючі та аварійні сигнали звукові та світлові а при досягненні межі параметрів критичних значень - виключати подальше зростання параметрів у небезпечному напрямку у відповідності з технологічним регламентом. 12.10 Забороняється виконувати технологічні операції на обладнанні з такими несправностями які можуть призвести до пожеж та вибухів а також при відключенні приладів контролю і регулювання вибухопожежонебезпечних параметрів та прострочених термінах їх перевірки. 12.11 Технологічне обладнання прилади опалення і електрообладнання необхідно очищати від вибухопожежонебезпечного пилу стружок та інших горючих матеріалів відповідно до технологічного регламенту. 12.12 В кожному резервуарі ємнісному апараті повинні контролюватись мінімальний і максимальний рівень їх заповнення. Забороняється вищевказане технологічне обладнання наповнювати ЛЗР і ГР вище встановленої максимальної межі заповнення. Граничне заповнення технологічного обладнання повинно забезпечуватись системою автоматичного контролю і відключення а також переливними трубами зв'язаними з живлячими і аварійними ємностями. 12.13 При виявленні витоку або підтікань ЛЗР і ГР з технологічного обладнання необхідно вжити заходів по ліквідації несправності. 12.14 Очистка внутрішніх поверхонь апаратів і трубопроводів від відкладень здатних самозайматись виконується згідно графіка пожежобезпечним способом. 12.15 Роботи у вибухопожежонебезпечних місцях необхідно виконувати інструментом що унеможливлює іскроутворення. 12.16 Операції приготування розчинів для знежирення водяних розчинів інгібіторів а також операції підготовки поверхні нанесення засобів тимчасового протикорозійного захисту і введення в експлуатацію необхідно проводити при примусовій вентиляції місцевої й природної . 13 ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО ПРИРОДНОГО СЕРЕДОВИЩА 13.1 Виконання вимог стандарту потребує виконання вимог НПАОП 11.1-1.20:2003 НПАОП 11.1-1.05-74 НПАОП 60.3-1.35:2003 НПАОП 60.3-1.19-78 та інших чинних в Україні НД з охорони праці та охорони довкілля. 13.2 Виробничі процеси тимчасового переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані та введення в експлуатацію дільниці МН та НПС а також роботи по технічному обслуговуванню та ремонтів не повинні супроводжуватися забрудненням навколишнього середовища вище гранично допустимих норм ГОСТ 12.1.005-88 . Для зниження екологічного ризику необхідне виконання технологічного регламенту і проведення технічного обслуговування обладнання і засобів контролю та автоматизації дільниці МН. 13.3 Відпрацьовані легкозаймисті рідини та обтиральний матеріал треба збирати в металеві ємності у встановлений термін здавати на пункт збору відпрацьованих матеріалів для утилізації. 13.4 Не допускається скидати у водойми інгібітори корозії та інші хімічні речовини для яких не встановлені гранично допустимі концентрації у воді. 13.5 Скидання стічних вод що містять інгібітори корозії та інші хімічні речовини що використовувались при тимчасовому протикорозійному захисті дільниці МН води дозволяються лише за умови коли їх концентрація не перевищує гранично допустимі норми встановлені чинними в Україні НД з охорони довкілля. 13.6 Повітря що видаляється місцевими відсмоктуваннями перед викидом в атмосферу повинно піддаватися очищенню від інгібіторів корозії та інших хімічних речовин що використовуються при тимчасовому виведенні з експлуатації та введенні в експлуатацію дільниці МН та НПС до встановлених допустимих рівнів. 14 ТЕХНОГЕННА БЕЗПЕКА 14.1 Правила техногенної безпеки у сфері цивільного захисту на підприємствах МН філіях підприємств МН повинні відповідати Закону України "Про об'єкти підвищеної небезпеки" Закону України "Про правові засади цивільного захисту" наказу МНС від 15.08.2007 р. за № 557 "Про затвердження Правил техногенної безпеки у сфері цивільного захисту на підприємствах в організаціях установах та на небезпечних територіях" наказу МНС України від 18.12.2000 № 338 "Про затвердження Положення про паспортизацію потенційно небезпечних об'єктів" у редакції наказу МНС від 16.05.2005 № 140 "Про внесення змін до наказу МНС України від 18.12.2000 № 338". 14.2 Керівники та посадові особи підприємства МН філії підприємства МН повинні забезпечувати виконання вимог техногенної безпеки шляхом: ? додержання вимог правил норм і стандартів щодо техногенної безпеки у сфері цивільного захисту а також виконання приписів посадових осіб Державної інспекції цивільного захисту та техногенної безпеки; ? організації заходів щодо захисту персоналу від шкідливого впливу надзвичайних ситуацій техногенного та природного характеру; ? фінансування витрат у порядку та обсягах необхідних для повного і якісного забезпечення вимог техногенної безпеки. 14.3 Керівники потенційно небезпечного об'єкту ПНО при консервації розконсервації або переведенні з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані введенні в експлуатацію повинні забезпечити: ? складання Повідомлення про результати ідентифікації щодо визначення потенційної небезпеки яке узгоджується з відповідним місцевим органом державного нагляду у сфері цивільного захисту відповідно Наказу МНС України від 18.12.2000 № 338 "Положення про паспортизацію потенційно небезпечних об'єктів" ; ? позачерговий перегляд уточнення планів локалізації і ліквідації аварійних ситуацій та аварій ПЛАС відповідно Закону України "Про об'єкти підвищеної небезпеки"; ? виконання Правил улаштування експлуатації та технічного обслуговування систем раннього виявлення надзвичайних ситуаций та оповіщення людей у разі їх виникнення затвердждених наказом МНС від 15.05.2006 № 288; ? інформування органів що відповідають за дії щодо локалізації та ліквідації аварії про аварійні ситуації які пов'язані з небезпечними речовинами і можуть завдати шкоди життю та здоров'ю населення і навколишньому середовищу. ДОДАТОК А обов'язковий ФОРМА АКТУ ПРО ТИМЧАСОВЕ ПЕРЕВЕДЕННЯ З РЕЖИМУ ТРАНСПОРТУВАННЯ В РЕЖИМ УТРИМАННЯ В БЕЗПЕЧНОМУ СТАНІ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ АКТ № від Про тимчасове переведення з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані дільниці МН та/або НПС позначення номер довжина Ми що нижче підписалися склали даний акт про нижченаведене: 1. Дільниця МН та/або НПС побудована у році відповідно до проекту № від розробленим тимчасово переведена з режиму транспортування в режим утримання в безпечному стані у відповідності до стандарту № на термін 2. З ділянки демонтовано і захищено від корозії наступне обладнання: 3. Усі матеріали з тимчасового виведення з експлуатації дільниці МН № та/або НПС № зібрані у звіт і завірені печаткою з підписами і передані на зберігання. Керівник Держгірпромнагляду України Керівник підприємства МН ДОДАТОК Б довідковий ПЕРЕВАГИ ТА НЕДОЛІКИ МЕТОДІВ ТИМЧАСОВОГО ПРОТИКОРОЗІЙНОГО ЗАХИСТУ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ Переваги та недоліки методів тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС наведено в табл. Б.1. Таблиця Б.1 Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС Переваги та недоліки методу Ступінь захисту від корозії Вартість Клас небезпеки по ГОСТ 12.1.007-76 Технологічна складність Залежність від параметрів навколишнього середовища 1 2 3 4 5 6 1. Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС підготовленою водою 1.1. Нітрит натрію NaNO2 Високий Висока 3 Необхідність підлужування Неможливість використання при температурі навколишнього середовища нижче за 273 К 0?С 1.2. Інгібітори корозії Високий Залежить від різновиду інгібітору Безпечний за рахунок низької концентрації інгібіторів 1. Необхідність підлужування 2. Необхідність контролю за концентрацією та додаткового дозування інгібітору Неможливість використання при температурі навколишнього середовища нижче за 273 К 0?С 1.3. Оксид кальцію гашене вапно CaO Низький Низька Безпечний Простота реалізації Неможливість використання при температурі навколишнього середовища нижче за 273 К 0?С 1.4. Аміак NH3 Низький Низька 4 Простота реалізації Неможливість використання при температурі навколишнього середовища нижче за 273 К 0?С 1.5. Силікат натрію NaSiO2 Ефективний при загальному солевмісті не більше 100-500 мг/л Висока Безпечний При малих концентраціях посилює корозію Неможливість використання при температурі навколишнього середовища нижче за 273 К 0?С 1.6. Підготовлена вода Низький Низька Безпечний Необхідність додаткового очищення води від домішок деаерації та підлужування Неможливість використання при температурі навколишнього середовища нижче за 273 К 0?С 2. Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС підготовленою нафтою 2.1. Інгібітори корозії Високий Залежить від різновиду інгібітору Безпечний за рахунок низької концентрації інгібіторів 1. Простота реалізації 2. Пожежонебезпека Не залежить Кінець таблиці Б.1 Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС Переваги та недоліки методу Ступінь захисту від корозії Вартість Клас небезпеки по ГОСТ 12.1.007-76 Технологічна складність Залежність від параметрів навколишнього середовища 1 2 3 4 5 6 2.2. Без інгібіторів корозії Низький Низька Безпечний 1. Необхідність знесолення та зневоднення нафти 2. Необхідність додавання бактерицидів 3. Пожежонебезпека Не залежить 3. Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС газоподібним консервантом 3.1. Осушеним повітрям з використанням адсорбентів Високий Висока Безпечний 1. Необхідність додаткової герметизації 2. Наявність адсорбційного осушувача 3. Необхідність компримування газу 4. Контроль за вологістю газу 5. Трудомісткість 6. Не рекомендовано виконувати захист підводних дільниць МН. Не залежить 3.2. Осушеним повітрям при температурі нижче ніж 273 К 0?С Високий Висока Безпечний 1. Необхідність додаткової герметизації 2. Наявність установки для повітряного охолодження газу 3. Контроль за вологістю газу 4. Трудомісткість 5. Не рекомендовано виконувати захист підводних дільниць МН. Не залежить 3.3. Осушеним інертним газом азотом Високий Низька Безпечний 1. Необхідність додаткової герметизації 2. Контроль за вологістю газу 3. Трудомісткість 4. Не рекомендовано виконувати захист підводних дільниць МН. Не залежить 3.4. Повітря з додаванням ЛІК Високий Низька Безпечний за рахунок низької концентрації інгібіторів 1. Необхідність додаткової герметизації 2. Наявність установки-субліматора 3. Трудомісткість. 4. Не рекомендовано виконувати захист підводних дільниць МН Не залежить 4. Метод тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН методом прогонки пробки інгібітору 4.1. Консерваційними оливами Високий Висока 3-4 1. Наявність вузлів пуску та прийому засобів чистки та діагностики 2. Трудомісткість Не залежить 4.2. Нафтою з додаванням інгібіторів корозії Високий Залежить від різновиду інгібітору Безпечний за рахунок низької концентрації інгібіторів 1. Наявність вузлів пуску та прийому засобів чистки та діагностики 2. Трудомісткість Не залежить Примітка 1. Ступінь захисту від корозії визначається швидкістю корозії мм/рік: високий - менше ніж 0 1 низький - більше або дорівнює 0 1. Примітка 2. За базову вартість прийнято вартість тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС підготовленою нафтою з додаванням інгібіторів корозії. За даними [20] вартість тимчасового протикорозійного захисту трубопроводу діаметром 0 720 м підготовленою нафтою з додаванням інгібітору "Нафтохім-1" за цінами на 2006 рік складала 2500 грн. на 1 км. Приблизна відносна вартість використання методу: висока - більше за базову вартість низька - менше за базову. ДОДАТОК В обов'язковий СКЛАДОВІ КОНСЕРВУЮЧОГО РОЗЧИНУ ДЛЯ ТИМЧАСОВОГО ПРОТИКОРОЗІЙНОГО ЗАХИСТУ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ ПІДГОТОВЛЕНОЮ ВОДОЮ Складові консервуючого розчину для тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС підготовленою водою наведено в табл. В.1. Таблиця В.1 Назва консерваційних складових у воду для отримання консервуючих сумішей Концентрація водорозчинних складових Необхідний діапазон значень рН Клас небезпеки по ГОСТ 12.1.007-76 Термін тимчасового виведення з експлуатації до 3 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 5 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 10 років 1 2 3 4 5 6 Інгібітори КІ-1 ТУ 6-01-4689387-34-90 0 3-0 8 % - - - 3 Нафтохім-1 ТУ 2415-009-22657427-2001 50 мг/дм3 - - 5 0-6 0 4 АМФИКОР ТУ 2415-009-22657427-2001 15-50 г/м3 - - 5 5-7 0 3 Бактерициди КАТАСОЛ 28-5 бактерицид-інгібітор ТУ 2482-015-24157290-03 150-200 мг/дм3 - - - 3 СНПХ-1002 А Б бактерицид-інгібітор ТУ 39-1069-85 500 мг/дм3 - - - 3 СНПХ-1003 бактерицид-інгібітор ТУ 39-1192-87 5-7 мг/дм3 - - - 3 СНПХ-1003 Р бактерицид-інгібітор ТУ 39-1192-87 10-15 мг/дм3 - - - 3 СНПХ-1004 бактерицид-інгібітор ТУ 2458-011-12966038-2001 25-100 мг/дм3 - - 5 5-8 5 3 Інші речовини Розчин нітриту натрію: 1. Нітрит натрію NaNO2 ГОСТ 19906-74 2. Гліцерин 3. Оксиетилцелюлоза 4. Крохмаль 5. Сода кальцинована ГОСТ 5100-85 20-30 % 5-10 % 4-5 % 2-3 % 0 5-0 8 % 20-30 % 20-30 % 9-10 3 3 Оксид кальцію CaO 1 кг/м3 - - - - Аміак NH3 2 г/дм3 - - - 4 Силікат натрію NaSiO2 1 5 кг/м3 - - - - ДОДАТОК Г обов'язковий СКЛАДОВІ КОНСЕРВУЮЧОГО РОЗЧИНУ ДЛЯ ТИМЧАСОВОГО ПРОТИКОРОЗІЙНОГО ЗАХИСТУ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ ПІДГОТОВЛЕНОЮ НАФТОЮ Складові консервуючого розчину для тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС підготовленою нафтою наведено в табл. Г.1. Таблиця Г.1 Назва консерваційних складових у нафту для отримання консервуючих сумішей Концентрація вуглеводньорозчинних складових Клас небезпеки по ГОСТ 12.1.007-76 Термін тимчасового виведення з експлуатації до 3 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 5 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 10 років 1 2 3 4 5 Інгібітори "КАТАСОЛ 28-1" інгібітор-бактерицид ТУ 2482-015-24157290-03 50-100 мг/дм3 - - 3 "КАТАСОЛ 28-2" ТУ 2482-0015-24157290-03 50-150 мг/дм3 - - 3 ТАЛ-25-13-Р ТУ У 24.1-00135390-114-2002 5-10 мг/дм3 - - 4 "ІФХАНГАЗ-96" ТУ 2413-006-24157290-97 50-100 мг/дм3 - - 3-4 СНПХ-6301 ТУ 39-1414-89 50 мг/дм3 - - 3 Рена-Нафтохім-8 ТУ У 24.6-30084964.003-2001 50 мг/дм3 - - 4 VpCI-308/309/609 ТУ 2245-001-52560139-03 російський аналог 350 г/м3 500 г/м3 750 г/м3 4 VpCI-649BD ТУ 2245-001-52560139-03 російський аналог 0 7 г/м3 1 0 г/м3 1 2 г/м3 4 VpCI-629 Bio ТУ 2245-001-52560139-03 російський аналог 0 17 г/м3 0 25 г/м3 0 35 г/м3 4 Бактерициди СНПХ-1003 бактерицид-інгібітор ТУ 39-1192-87 10-15 мг/дм3 - - 3 СНПХ-1003 Р бактерицид-інгібітор ТУ 39-1192-87 25 мг/дм3 - - 3 "КАТАСОЛ 28-5" ТУ 2482-015-24157290-03 50-150 мг/дм3 - - 3 Інші речовини Рекод-758 деемульгатор ТУ 2458-002-48680808-ОП-98 120-130 г/т - - 4 Реапон-ІФ деемульгатор-інгібітор ТУ 39-12966038-003-93 5-25 г/т - - - ДОДАТОК Д обов'язковий СКЛАДОВІ КОНСЕРВУЮЧОЇ СУМІШІ ДЛЯ ТИМЧАСОВОГО ПРОТИКОРОЗІЙНОГО ЗАХИСТУ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ТА НАФТОПЕРКАЧУВАЛЬНОЇ СТАНЦІЇ ГАЗОПОДІБНИМ КОНСЕРВАНТОМ Складові консервуючої суміші для тимчасового протикорозійного захисту дільниці МН та НПС газоподібним консервантом наведено в табл. Д.1. Таблиця Д.1 Назва консерваційних складових для отримання газоподібних консервуючих сумішей Концентрація летких складових Клас небезпеки по ГОСТ 12.1.007-76 Термін тимчасового виведення з експлуатації до 3 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 5 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 10 років 1 2 3 4 5 Летючі інгібітори корозії "ІФХАНГАЗ-96" ТУ 2413-006-24157290-97 50-100 мг/дм3 - - 3-4 Нітрит дициклогексаламіну НДА ТУ 6-00-05808009-248-92 14-20 г/см2 14-20 г/см2 14-20 г/см2 - Хромат циклогесиламіна ХНА ТУ 6-02-683-87 50 г/м2 50 г/м2 50 г/м2 - ВНХ-Л-20 ТУ 2478-004-48938796-2007 80-200 г/м3 80-200 г/м3 80-200 г/м3 3 ВНХ-ЛФ-408 ТУ 21-01-32804119-98 10-12 % 10-12 % 10-12 % 3 ЛНХ ЛФ-111 ТУ 6-00-5808009-237-91 4-9 % 4-9 % - - Інертні гази Азот N2 до 100 % до 100 % до 100 % - ДОДАТОК Е обов'язковий СКЛАДОВІ КОНСЕРВУЮЧОГО РОЗЧИНУ ДЛЯ ТИМЧАСОВОГО ПРОТИКОРОЗІЙНОГО ЗАХИСТУ ДІЛЬНИЦІ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ МЕТОДОМ ПРОГОНКИ ПРОБКИ ІНГІБІТОРУ Для тимчасового протикорозійного захисту дільниці магістрального нафтопроводу методом прогонки пробки інгібітору складові консервуючого розчину неведені у табл. Е.1 Таблиця Е.1 Назва консерваційних складових для отримання консервуючих сумішей Термін тимчасового виведення з експлуатації до 3 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 5 років Термін тимчасового виведення з експлуатації до 10 років 1 2 3 4 Консерваційні оливи К-17 ГОСТ 10877-76 + + + НГ-203Р ТУ 38.1011273-89 + - - Маякор ТУ 38.401-58-67-93 + + - БИИМ-1 ТУ 38.4011004-94 + - - Міфол ТУ 0257-002-00148820-94 + - - ДОДАТОК Ж довідковий БІБЛІОГРАФІЯ 1 РД 07-291-99 Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов связанных с пользованием недрами Інструкція про порядок ведення робіт по ліквідації та консервації небезпечних виробничих об'єктів пов'язаних з використанням надр 2 РД 08-492-02 Инструкция о порядке ликвидации консервации скважин и оборудования их устьев и стволов Інструкція про порядок ліквідації консерваціїсвердловин та обладнання їх устя та стовбурів 3 РД-08-296-99 Положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов Положення про організацію технічного нагляду за дотриманням проектних рішень та якості будівництва капітального ремонту та реконструкції на об'єктах магістральних нафтопроводів 4 РД 09-250-98 Положение о порядке безопасного проведения ремонтных работ на химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих опасных производственных объектах Положення про порядок безпечного проведення ремонтних робіт на хімічних нафтохімічних та нафтопереробних небезпечних виробничих об'єктах 5 РД 09-390-00 Типовое положение о порядке организации и проведения работ по безопасной остановке на длительный период и/или консервации химически опасных промышленных объектов Типове положення про порядок організації та проведення робіт по безпечній зупинці на тривалий період та/або консервуванні хімічно небезпечних виробничих об'єктів 6 РД 34.20.591-97 Методические указания по консервации теплоенергетического оборудования Методичні вказівки по консервації теплоенергетичного обладнання 7 РД 39-0147103-358-86 Руководство по техническому контролю объектов линейной части МН Керівний документ по технічному контролю об'єктів лінійної частини МН 8 РД 39-0147103-383-87 Инструкция по применению ингибитора-бактерицида СНПХ-1003 для защиты нефтепромысловых трубопроводов от коррозии Інструкція по використанню інгібітору-бактерициду СНПХ-1003 для захисту нафтопромислових трубопроводів від корозії 9 РД 39-30-114-78 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. Правила технічної експлуатації магістральних нафтопроводів 10 РД 39-30-1209-84 Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций Керівний документ по організації експлуатації та технічного обслуговування та ремонту обладнання та споруд нафтоперекачувальних станцій 11 РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов Норми технологічного проектування магістральних нафто-проводів 12 СОУ 320.00135390.012-98 Оцінка агресивності нафтопромислових середовищ та захисної дії інгібіторів корозії при транспорті обводненої нафти 13 СОУ 320.001355390.020-98 Визначення та оцінка післядії плівкоутворюючих інгібіторів корозії у водних середовищах 14 СОУ 320.00135390.021-99 Лабораторні випробування інгібіторів корозії у двофазних сірководневовміщуючих середовищах 15 СОУ 320.00135390.022-99 Типові технологічні процеси інгібіторного захисту систем підтримки пластового тиску 16 ПБ 09-540-03 Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств Загальні правила вибухобезпеки для вибухопожежонебезпечних хімічних нафтохімічних та нафтопереробних виробництв 17 Гумеров А.Г. Гумеров Р.С. Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. Уфа 2001 Гумеров А.Г. Гумеров Р.С. Акбердин А.М. Експлуатація обладнання нафтоперекачувальних станцій. Уфа 2001 18 Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии М.: Химия 1977 Розенфельд І.Л. Інгібітори корозії М.: Хімія 1977 19 Інформаційний звіт по роботі згідно договору № 1-КПІ-52 від 01.08.2005 р. 1 етап: "Розробка технології захисту від корозії внутрішньої поверхні магістральних нафтопроводів з використанням інгібіторів корозії" керівник теми канд. хім. наук. Кощій В.А. 20 Звіт про науково-дослідну роботу № 06.206.003: "Дослідження методів і розробка технології консервації технологічних трубопроводів нафтоперекачуючих станцій лінійної частини звільнених від нафти магістральних нафтопроводів" Відкрите акціонерне товариство по пуску налагодженню і удосконаленню технологій і експлуатації електростанцій і мереж "ЛьвівОРГРЕС" Інв. № 17145 Львів: 2006 р. - 93 с. 21 Науково-технічний звіт по договору № 1-96/СП жовтень 96: "Техніко-економічне та наукове обґрунтування тимчасової консервації лінійної частини з'єднувального нафтопроводу НПК "Південний" Західна Україна пусковий комплекс на період будівництва до 5 років і введення його в експлуатацію" Спільне Українсько-Російське підприємство "УРАН" Київ: 1997 р. - 65 с. 22 Научно-технический отчет по договору № 21/94-СП апрель 1994 г.: "Технико-экономическое и научное обоснование временной консервации нефтепродуктопроводов объединения "Укрнефтепродукт" Совместное украинско-российское предприятие "УРАН" книга 2 Киев: 1994 г. - 88 с. Науково-технічний звіт по договору № 21/94-СП квітень 1994 р.: "Техніко-економічне та наукове обґрунтування тимчасового консервування нафтопродуктопроводів об'єднання "Укрнафтопродукт" Спільне українсько-російське підприємство "УРАН" книга 2 Київ: 1994 р. - 88 с." 23 ВБН В.2.3-00018201.01.01.01-96 Система антикорозійного захисту об'єктів нафтогазового комплексу. Основні положення. Загальні вимоги 24 ВБН В.2.3-00018201.01.02.01-96 Система антикорозійного захисту об'єктів нафтогазового комплексу. Захисні покриття. Методи випробовування покриттів у лабораторних умовах 25 ВБН В.3.1-320.20077720.04:2002 Технічний нагляд за спорудженням та експлуатацією об'єктів магістрального нафтопроводу 26 СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы Магістральні трубопроводи 27 СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения Приймання в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення 28 СНиП III-42-80 Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы Правила виробництва та прийому робіт. Магістральні трубопроводи 29 ВСН 011-88/МНГС. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытания Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Очищення порожнини і випробування 30 ВСН 012-88/МНГС. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ Будівництво магістральних та промислових трубопроводів. Контроль якості та приймання робіт 31 ГСТУ 3-070:2004 Устаткування для хімічної нафтопереробної та газової промисловості. Загальні вимоги до консервації 32 СОУ 60.3.31570412.001:2004 Магістральні нафтопроводи. Лінійна частина. Внутрішньотрубна діагностика. Планування виконання і аналіз результатів. 33 СОУ 11.1-00135390-034:2006 Інгібіторний захист від корозії трубопроводів та нафтогазопромислового обладнання 34 СТП 320.00135390-002-97 Визначення та оцінка захисної дії інгібіторів корозії в стічних водах нафтових промислів 35 СТП 320.00148429.001-2002 Експлуатація технічне обслуговування і ремонт обладнання і споруд нафтоперекачувальних станцій. Код УКНД 75 Ключові слова: відвід герметичність дільниця магістрального нафтопроводу експлуатація електрохімічний захист інгібітори корозії лінійна частина магістральних нафтопроводів лупінг магістральний нафтопровід нафта пункт вимірювання резервна нитка тимчасовий протикорозійний захист установка дренажного захисту швидкість протікання корозії. Заступник директора Бульбас В.М. ТОВ "ЦНТІ УНГА" особистий підпис розшифрування підпису Керівник проекту служби стандартизації к.т.н. Терентьєв О.М. ТОВ "ЦНТІ УНГА" особистий підпис розшифрування підпису Виконавці: Відповідальний виконавець Можаровська О.А. особистий підпис розшифрування підпису Виконавець к.т.н. Богатчук Ю.Я. особистий підпис розшифрування підпису Виконавець Папко Д.Л. особистий підпис розшифрування підпису