ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ
И АТОМНОМУ НАДЗОРУ
ПРИКАЗ
от 14 января 2020 г. N 9
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА
ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ"
В целях содействия соблюдению требований промышленной безопасности приказываю:
Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности "Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов".
Руководитель
А.В.АЛЕШИН
Приложение
к приказу Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от ____________ 2020 г. N ____
РУКОВОДСТВО
ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ"
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1. Руководство по безопасности "Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов" (далее - Руководство по безопасности) разработано в целях содействия соблюдения требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2013 г. N 520 (далее - ФНП).
2. В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в приложениях N 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.
3. Руководство по безопасности содержит рекомендации к процедуре определения допустимого (разрешенного) рабочего давления МН/МНПП, составу и объемам проведения работ, включает расчетные методики и справочные данные.
4. Руководство по безопасности распространяется на ЛЧ и ПО МН/МНПП для транспортировки нефти и нефтепродуктов (бензины, дизельные топлива и авиационные керосины) с номинальным диаметром до DN 1200 включительно и рабочим давлением на выходе перекачивающих станций не более 10 МПа.
5. Руководство по безопасности предназначено для организаций, осуществляющих эксплуатацию, строительство зданий, сооружений и систем ОПО МН/МНПП, техническое диагностирование, испытания, оценку технического состояния, экспертизу промышленной безопасности, расчеты прочности и долговечности, определение ДРД ЛЧ и ПО МН/МНПП.
6. Величина ДРД указывается в формуляре подтверждения безопасной величины максимально разрешенного рабочего давления (далее - Формуляр) в соответствии с руководством по безопасности "Рекомендации по оформлению и хранению документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного рабочего давления, при эксплуатации опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
от 2 июня 2014 г. N 233.
7. Определение ДРД основано на принципе проверки обеспечения нормативного запаса прочности бездефектного трубопровода, установленного нормативными документами, действовавшими на момент проектирования и строительства трубопровода, с учетом накопленных в процессе длительной эксплуатации изменений.
8. Расчет ДРД рекомендуется проводить по результатам технического диагностирования по фактической толщине стенки труб, результатам гидравлических испытаний, с учетом раскладки труб по маркам стали (классам прочности), категорий участков, номинального (заводского) давления оборудования, падения рабочего давления по длине трубопровода (эпюры гидравлического уклона).
9. Техническое диагностирование МН/МНПП проводится в соответствии с ГОСТ Р 54907-2012 "Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения", утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 мая 2012 г. N 75-ст.
10. Дефекты, выявленные по результатам технического диагностирования, для которых проведены расчеты прочности и остаточного ресурса, выполнен ремонт или предусмотрено выполнение ремонта в установленные сроки, не являются фактором, ограничивающим ДРД.
11. Периодичность определения ДРД рекомендуется устанавливать в нормативной документации эксплуатирующей организации с учетом периодичности проведения, получения и обработки результатов технического диагностирования (определение ДРД выполняется на основании результатов технического диагностирования в соответствии с ФНП).
12. Порядок взаимодействия эксплуатирующей организации и специализированной организации (в случае ее привлечения для выполнения работ по определению ДРД) рекомендуется определять в нормативной документации эксплуатирующей организации и устанавливать в договоре на выполнение работ (оказании услуг).
II. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ УЧАСТКА
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
13. Величина ДРД для участка ЛЧ МН/МНПП устанавливается на выходе ПО (далее - ДРД ЛЧ). При этом значения ДРД рекомендуется рассчитывать отдельно для каждого элемента ЛЧ МН/МНПП (трубных секций, запорной арматуры, соединительных деталей), а ДРД участка ЛЧ МН/МНПП назначать исходя из условия непревышения ДРД в любой точке трубопровода на всех возможных режимах его эксплуатации.
14. Укрупненный состав объектов ЛЧ МН/МНПП, для которых рассчитывается ДРД, включает в себя (но не ограничивается приведенным перечнем):
непосредственно трубопровод с ответвлениями, резервными нитками и лупингами, состоящий из сваренных в непрерывную нитку трубных секций и соединительных деталей (тройников, отводов, переходов) и установленных на них приварных элементов (патрубков и ремонтных конструкций);
узлы пуска, приема и пропуска очистных устройств, узлы подключения ПО;
линейная запорная арматура.
15. Определение ДРД перемычек между резервной ниткой (лупингом) и основной ниткой рекомендуется проводить в составе работ по определению ДРД резервной нитки (лупинга).
16. Для определения ДРД ЛЧ МН/МНПП рекомендуется рассматривать исходные данные в следующем объеме:
копию паспорта ЛЧ МН/МНПП;
копии утвержденных технологических схем ЛЧ МН/МНПП;
сведения о характеристиках труб, результаты проведенного технического диагностирования и/или гидравлических испытаний;
копии сертификатов качества труб от изготовителей;
копии заводских паспортов на соединительные детали и оборудование, подтверждающие характеристики (DN, PN);
сведения о категорийности, заглублении, переходах через автомобильные и железные дороги, водных преградах, высотном положении участка МН/МНПП;
сведения о проектных и эксплуатационных значениях давлений на входе и выходе ПО, пропускной способности участка ЛЧ МН/МНПП;
реологические параметры (плотность, вязкость) транспортируемого продукта;
технические характеристики системы защиты от превышения рабочего давления в трубопроводе;
копии проектной документации (включая проектную технологическую схему ЛЧ МН/МНПП, проектную схему гидравлических испытаний, продольные профили трассы, данные по проектным рабочим давлениям);
копию действующего Формуляра подтверждения величины ДРД;
копию карты уставок защит и блокировок оборудования и сооружений ПО, копию технологической карты защит МН/МНПП;
другие документы, позволяющие получить более полную информацию об объекте.
17. Рекомендуемый перечень работ при определении ДРД ЛЧ МН/МНПП:
анализ исходных данных на предмет их достаточности для определения ДРД ЛЧ;
анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;
анализ сведений по выполненным ремонтам оборудования ПО;
анализ результатов гидравлических испытаний ТТ ПО, выполненных при вводе объекта в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;
расчеты несущей способности трубных секций, ДРД по результатам проведенных гидравлических испытаний, определение ДРД на выходе НПС;
оформление заключения по определению ДРД ЛЧ. Рекомендуемая форма заключения приведена в приложении N 7.
18. В заключении по определению ДРД участка ЛЧ МН/МНПП рекомендуется отражать:
перечень представленных эксплуатирующей организацией материалов;
величины ДРД на выходе НПС в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении установленных НД сроков технического диагностирования и ТОР;
сводный график расчетных давлений;
при значении ДРД ниже проектных величин в отчетных материалах указываются рекомендации по доведению ДРД до проектных значений (уточнение фактических прочностных характеристик труб и соединительных деталей, технические решения по ограничению максимальных давлений в переходных процессах, замена трубных секций и другие мероприятия, направленные на устранение причин ограничения ДРД).
19. Расчетные методики приведены в приложениях N N 3 - 5 к Руководству по безопасности.
III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ
ПЛОЩАДОЧНОГО ОБЪЕКТА
20. Величину ДРД технологических и вспомогательных трубопроводов с установленным оборудованием и запорно-регулирующей арматурой (далее - ТТ ПО) ПО МН/МНПП (далее - ДРД ПО) рекомендуется устанавливать раздельно для следующих участков ТТ ПО:
подводящий трубопровод;
коллектор ПНА (для НПС с резервуарным парком);
коллектор МНА;
напорный трубопровод;
трубопроводы резервуарного парка (для НПС с резервуарным парком);
вспомогательные трубопроводы (системы откачки утечек, дренажной системы, сброса давления).
Состав и границы участков ТТ ПО, для которых определяется величина ДРД, могут отличаться в зависимости от типа и назначения рассматриваемого ПО.
Границы участков ТТ ПО рекомендуется принимать в соответствии с назначением выполняемой технологической операции, с учетом номинального (заводского) давления МТО и прочностных характеристик трубопроводов, образующих гидравлически связанную систему.
21. Для определения ДРД ПО рекомендуется рассматривать исходные данные в следующем объеме:
копию паспорта ТТ ПО;
копию утвержденной технологической схемы ПО;
перечень ТТ и перечень МТО;
сведения о характеристиках труб;
копии сертификатов качества труб от изготовителей;
копии заводских паспортов на соединительные детали и оборудование, подтверждающие характеристики (DN, PN);
раскладку труб, с указанием конструктивных характеристик, технических условий изготовителя, марки стали (класса прочности);
копии проектной документации (включая проектную технологическую схему ПО, проектную схему гидравлических испытаний, данные по проектным рабочим давлениям в ТТ);
сведения о результатах проведенного технического диагностирования, технического освидетельствования МТО и/или гидравлических испытаний;
сведения по выполненным ремонтам и заменам оборудования ПО по результатам проведенного технического освидетельствования и подтверждающие материалы (акты, протоколы, заключения) об устранении выявленных отклонений (замечаний);
сведения о проектных и эксплуатационных значениях давлений на входе, выходе ПО и в ТТ;
копии актов комплексных испытаний смонтированного оборудования;
технические характеристики системы защиты от превышения рабочего давления в трубопроводе;
копии актов испытаний ССВД, предохранительных устройств/клапанов;
копию действующего Формуляра подтверждения величины ДРД;
копию карты уставок защит и блокировок оборудования и сооружений ПО, копию технологической карты защит МН/МНПП;
другие документы, позволяющие получить более полную информацию об объекте.
22. Рекомендуемый перечень работ при определении ДРД ПО:
анализ исходных данных на предмет их достаточности для определения ДРД ПО;
анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на объекты ПО;
анализ сведений по выполненным ремонтам оборудования ПО;
анализ результатов гидравлических испытаний ТТ ПО, выполненных при вводе объекта в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;
расчеты ДРД, несущей способности трубных секций, ДРД по результатам проведенных гидравлических испытаний;
оформление заключения по определению ДРД ПО. Рекомендуемая форма заключения приведена в приложении N 8.
23. В отчетных материалах по определению ДРД ПО рекомендуется отражать:
перечень представленных эксплуатирующей организацией материалов;
величины ДРД для каждого участка ТТ ПО в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении установленных НД сроков технического диагностирования и ТОР;
рекомендации по доведению ДРД до проектных значений (при значении ДРД ниже проектных величин).
24. Расчетные методики приведены в приложениях N N 3 - 5 к Руководству по безопасности.
IV. СОСТАВ И ОБЪЕМ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ
25. До начала работ по определению ДРД участка ЛЧ МН/МНПП или ПО эксплуатирующей организации самостоятельно или с привлечением подрядных организаций, рекомендуется выполнить:
анализ наличия и полноты ПД и ИД, получение и систематизацию сведений по секциям труб, техническим устройствам, зданиям и сооружениям, оборудованию, применяемым материалам и изделиям;
техническое диагностирование внутритрубными дефектоскопами для выявления дефектов материала трубы и сварных соединений и измерения фактической толщины стенки трубных секций. При отсутствии данных по фактической толщине стенки на отдельных участках МН/МНПП, толщину стенки рекомендуется подтверждать по данным ИД;
наружное диагностирование методами НК или гидравлические испытания трубопроводов, на которых не проводится ВТД (ТТ, перемычек между основной и резервной нитками переходов через водные преграды, перемычек между технологическими участками МН/МНПП, проходящими в одном техническом коридоре, лупингов, трубопроводов обвязки КПП СОД).
26. К документам, подтверждающим сведения, указанные в пунктах 6 и 21 Руководства по безопасности, относятся копии проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, техническая и конструкторская документация на технические устройства, технические отчеты по результатам технического диагностирования, технического освидетельствования и испытаний.
27. Информацию о металле и трубопроводах в целом, начиная с завода-изготовителя трубных секций, включая этап монтажа трубопроводов, в том числе о сварочных материалах, рекомендуется хранить в составе ПД и ИД до окончания эксплуатации и ликвидации трубопровода.
28. Сведения по нормативным и фактическим характеристикам материалов, НД и ТД на проектирование, изготовление и эксплуатацию, результатам технического диагностирования, технического освидетельствования, испытаниям по каждой секции труб, техническому устройству, изделиям и оборудованию, результатам расчета ДРД, рекомендуется хранить в формате электронной базы данных.
29. Для дефектов, выявленных по результатам технического диагностирования, рекомендуется определять предельное давление и срок безопасной эксплуатации. Рекомендации к применяемой методике расчета дефектосодержащих элементов приведены в приложении N 6 к Руководству по безопасности.
V. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ
ПРОЕКТНОГО ДАВЛЕНИЯ
30. Рекомендуется проведение процедуры определения ДРД существующих объектов МН/МНПП, на которых планируется изменение основных технологических параметров работы трубопровода, если данное изменение не предусмотрено в составе исходной ПД как один из этапов реализации проекта (расширение, полное развитие):
повышение проектного давления на выходе НПС и/или в ТТ ПО;
ввод в эксплуатацию (вывод из эксплуатации) НПС;
изменение схемы транспортировки нефти/нефтепродукта, в т.ч. организация реверсивной перекачки;
строительство новых лупингов (вставок);
изменение протяженности участков МН/МНПП, приводящее к изменению установленного ПД давления в ЛЧ МН/МНПП;
перевод нефтепроводов для транспортирования нефтепродукта (или обратный перевод);
другие изменения, приводящие к отклонению эксплуатационных нагрузок и воздействий от нормативных значений. Нормативные нагрузки и воздействия установлены в ПД, а также в НД, действовавших на момент проектирования и строительства трубопровода.
31. При разработке проектов технического перевооружения (расширения), реконструкции, КР, на существующем трубопроводе, рекомендуется:
эксплуатирующей организации установить в задании на проектирование необходимость определения нового значения проектного давления (ПО и/или ЛЧ МН/МНПП) технологического участка в составе ПД;
проектной организации определить требуемые новые значения проектного давления (с учетом изменений в схеме работы МН/МНПП, давления в ТТ ПО и на выходе НПС, пропускной способности и т.д.) с учетом положений постановления Правительства Российской Федерации
от 16 февраля 2008 г. N 87 "О составе разделов проектной документации и требования к их содержанию";
эксплуатирующей организации провести анализ существующих объектов участка ЛЧ МН/МНПП и/или ПО с учетом нового проектного давления, (при необходимости с привлечением специализированной организации) для определения ДРД.
32. При увеличении проектного давления на ЛЧ МН/МНПП и/или в ТТ ПО, рекомендуется определять ДРД, а также выполнять пересчет предельного давления и предельного срока эксплуатации секций труб с дефектами на существующих участках МН/МНПП, с учетом выполнения разработанных мероприятий для обеспечения безопасной эксплуатации МН/МНПП с новыми значениями проектных давлений.
Приложение N 1
к Руководству по безопасности
"Методические рекомендации
по определению допустимого рабочего
давления магистральных нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов", утвержденному
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от ____________ 2020 г. N ____
ТЕРМИНЫ И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие термины с соответствующими определениями:
линия (эпюра) гидравлического уклона - линия, представляющая зависимость потери полного напора по длине трубопровода;
номинальные напряжения - значения напряжений, рассчитанные для стенки трубы вне зоны влияния дефектов;
предельное давление - максимальное избыточное давление, которое может выдержать труба с дефектом без разрушений и отказов;
прочность - способность материала (конструкции) сопротивляться разрушению при воздействии нагрузок;
техническое устройство, применяемое на опасном производственном объекте - машины, технологическое оборудование, системы машин и (или) оборудования, агрегаты, аппаратура, механизмы, применяемые при эксплуатации опасного производственного объекта;
толщина стенки трубы - разница между наружным и внутренним радиусом трубы;
трубная секция - участок трубы между двумя ближайшими поперечными сварными стыками.
Приложение N 2
к Руководству по безопасности
"Методические рекомендации
по определению допустимого рабочего
давления магистральных нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов", утвержденному
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от ____________ 2020 г. N ____
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ
В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:
ВИП - внутритрубный инспекционный прибор;
ВТД - внутритрубное техническое диагностирование;
ДДК - дополнительный дефектоскопический контроль;
ДРД - допустимое рабочее давление;
ЗА - запорная арматура;
ИД - исполнительная документация;
КПП - камера пуска/приема;
КР - капитальный ремонт;
ЛЧ - линейная часть;
ЛЭП - линия электропередачи;
МН/МНПП - магистральный нефте- и/или нефтепродуктопровод;
МНА - магистральный насосный агрегат;
МТО - механо-технологическое оборудование;
НД - нормативный документ;
НК - неразрушающий контроль;
НПС - нефтеперекачивающая станция;
ОПО - опасный производственный объект;
ОТТ - отраслевые технические требования;
ПД - проектная документация;
ПНА - подпорный насосный агрегат;
ПО - площадочный объект;
ППМН - подводный переход магистрального нефтепровода;
РП - резервуарный парк;
САРД - система автоматического регулирования давления;
СДКУ - система дистанционного контроля и управления;
СИКН - система измерения количества и показателей качества нефти;
СОД - средство очистки и диагностирования;
СОУ - система обнаружения утечек;
ССВД - система сглаживания волн давления;
ТД - технический документ;
ТОР - техническое обслуживание и ремонт;
ТТ - технологические трубопроводы;
ТУ - технические условия;
ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;
ЭВМ - электронная вычислительная машина;
ЭПБ - экспертиза промышленной безопасности;
WM - Wallthickness measurement (метод ультразвукового технического диагностирования, предназначенный для измерения толщины стенки).
D - диаметр трубопровода, мм;
D* - внутренний диаметр трубной секции, скорректированный с учетом деформирования, мм;
Dн - наружный диаметр трубной секции, мм;
DN - номинальный диаметр трубопровода, мм;
E0 - модуль упругости, МПа;
E - переменный модуль упругости, МПа;
g - ускорение свободного падения, м/с2 (g = 9,81 м/с2);
k - упругий модуль объемного расширения;
k1 - коэффициент надежности по материалу;
kн - коэффициент надежности по назначению;
kисп - коэффициент испытания, характеризующий категорию участка;
kтр - коэффициент запаса прочности трубы;
Kуст - отношение давления срабатывания системы защиты по максимальному давлению на выходе НПС к максимальному рабочему давлению на выходе НПС (давлению настройки САРД);
m - коэффициент условий работы;
M - коэффициент деформационного упрочнения;
n - коэффициент надежности по нагрузке;
n' - расчетный (уточненный) коэффициент надежности по нагрузке;
p - величина избыточного давления в трубопроводе, МПа;
PN - номинальное (заводское) давление оборудования или соединительной детали, МПа;
