Ликвидация аварий на поощрение

Содержание:

Постановление 879 Об утверждении Дисциплинарного устава военизированных горноспасательных подразделений в транспортном строительстве

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 30 июля 1994 года N 879

Об утверждении Дисциплинарного устава военизированных горноспасательных подразделений в транспортном строительстве

Правительство Российской Федерации постановляет:

Утвердить прилагаемый Дисциплинарный устав военизированных горноспасательных подразделений в транспортном строительстве.

Председатель Правительства
Российской Федерации В. Черномырдин

УТВЕРЖДЕН
Постановлением Правительства
Российской Федерации
от 30 июля 1994 г N 879

ДИСЦИПЛИНАРНЫЙ УСТАВ
военизированных горноспасательных подразделений в транспортном строительстве

I. Общие положения

1. Горноспасательные работы по спасению людей, ликвидации аварий и их последствий в особо опасных подземных условиях и в иных аварийных ситуациях требуют постоянной оперативной готовности военизированных горноспасательных подразделений, высокой организованности, строгой дисциплины и добросовестного выполнения своих обязанностей их личным составом.

Нарушение дисциплины в военизированных горноспасательных подразделениях может вызвать серьезные осложнения при ведении горноспасательных работ, создать угрозу развития аварийных ситуаций, привести к гибели застигнутых аварией людей, личного состава горноспасательной службы и значительному материальному ущербу.

2. Военизация личного состава обуславливает единоначалие командиров при ведении горноспасательных работ и в межаварийный период несения службы, допустимость риска при спасении людей или ликвидации аварий, особый порядок служебных взаимоотношений и прохождения службы, правила ношения форменной одежды и знаков различия, определяемые уставами и положениями, высокую организованность, дисциплину и оперативность, безусловное и точное соблюдение норм и правил ведения горноспасательных работ.

3. Настоящий Устав распространяется на всех лиц военизированного личного состава горноспасательной службы в транспортном строительстве с момента принятия от них служебного обязательства.

4. Дисциплина обязывает лиц военизированного личного состава горноспасательных подразделений соблюдать правила и действующий порядок, установленные законодательством; строго хранить государственную и служебную тайну; точно знать и выполнять требования настоящего Устава, положений и инструкций горноспасательной службы, приказы и распоряжения командиров и начальников (далее по тексту — начальник); добросовестно изучать и хорошо знать горноспасательное дело; постоянно повышать уровень специальной подготовки; бережно относиться к аппаратуре, оборудованию и иному имуществу горноспасательной службы; соблюдать особые (уставные) правила служебных взаимоотношений.

5. Дисциплина в горноспасательных подразделениях обеспечивается:

сознательным отношением к выполнению служебных обязанностей, воспитанием у личного состава высоких моральных и деловых качеств;

соблюдением в подразделениях определенного уставами и положениями порядка несения службы и правил внутреннего распорядка;

повседневной требовательностью начальников к подчиненным, уважением их личного достоинства, умелым сочетанием и правильным применением мер убеждения, принуждения и поощрения.

6. Начальник обязан:

организовать прохождение службы подчиненными в соответствии с требованиями горноспасательной службы, подавать пример образцового исполнения служебного долга, четко отдавать приказы и распоряжения, проверять их исполнение;

развивать и поддерживать у подчиненных сознание необходимости неуклонного соблюдения всех требований дисциплины, служебного долга и высокой ответственности за спасение людей, оказание им помощи, успешную ликвидацию аварий, сохранение оперативной готовности к выполнению аварийно-спасательных работ;

решительно и твердо требовать соблюдения дисциплины, не оставлять без воздействия ни одного проступка подчиненных и строго взыскивать с нарушителей дисциплины;

поощрять достойных за проявленное мужество при выполнении горноспасательных работ, инициативу и добросовестное отношение к служебным обязанностям.

7. Приказ начальника должен быть выполнен беспрекословно, точно и в срок. О поощрении и наложении дисциплинарного взыскания отдается приказ начальника в письменной или устной форме. Право издавать приказы о поощрении или наложении взыскания в письменной форме имеют начальники, которым предоставлено право приема на службу и увольнения со службы личного состава.

8. Начальник, не принявший мер к восстановлению порядка и дисциплины, несет за это ответственность в порядке, предусмотренном пунктом 24 настоящего Устава. Лица военизированного состава обязаны содействовать начальнику в поддержании дисциплины и порядка.

9. Применять поощрения и налагать дисциплинарные взыскания могут лишь прямые начальники в пределах прав, предоставленных им настоящим Уставом. Прямой начальник — лицо, которое в соответствии с занимаемой должностью руководит службой лиц одного с ним подразделения.

10. В отсутствие начальника, когда об этом объявлено в приказе, замещающий его пользуется дисциплинарными правами отсутствующего начальника.

11. Начальник военизированной горноспасательной части региона, командиры военизированных горноспасательных отрядов, взводов, пунктов, их заместители и помощники во время руководства горноспасательными работами по ликвидации аварий являются прямыми начальниками для всех прибывших на ликвидацию аварии лиц военизированного состава, за исключением лиц, старших по должности. Старший по должности — лицо, являющееся старшим по занимаемой должности по отношению к другим лицам военизированного личного состава горноспасательной службы.

12. Лица военизированного состава поощряются за образцовое выполнение служебных обязанностей, проявление инициативы, находчивости, самоотверженности и мужества.

13. К лицам рядового и командного состава применяются следующие виды поощрений:

награждение Почетной грамотой, ценным подарком или деньгами;

увеличение продолжительности ежегодного отпуска на срок до пяти суток;

присвоение почетного звания «Заслуженный строитель Российской Федерации»;

награждение государственными наградами.

В качестве меры поощрения может также применяться досрочное снятие ранее наложенного взыскания.

Допускается одновременно применение нескольких поощрений.

III. Права начальников по применению поощрений

14. Командир отделения, командир взвода, пункта, помощники и заместители всех прямых начальников в отношении подчиненных им лиц военизированного состава имеют право объявлять благодарность и досрочно снимать ранее наложенные дисциплинарные взыскания в порядке, предусмотренном пунктом 18 настоящего Устава.

15. Начальник военизированной горноспасательной части региона, командир отряда в отношении подчиненных им лиц военизированного состава имеют право объявлять благодарность, досрочно снимать ранее наложенные дисциплинарные взыскания в порядке, предусмотренном пунктом 18 настоящего Устава, награждать Почетной грамотой, ценным подарком или деньгами и увеличивать продолжительность ежегодного отпуска с сохранением содержания до трех суток.

16. Начальник Управления горного надзора и военизированных горноспасательных частей при Министерстве строительства Российской Федерации имеет право применять в отношении лиц военизированного состава все, предусмотренные пунктом 13 настоящего Устава, виды поощрений.

Присвоение почетного звания «Заслуженный строитель Российской Федерации» и награждение государственными наградами производится в установленном законодательством порядке.

IV. Порядок применения поощрений

17. Начальники могут применять соответствующие поощрения в отношении отдельного лица военизированного состава и поощрения (объявление благодарности, награждение Почетной грамотой) в отношении всего личного состава взвода, пункта или отделения.

18. Право снятия дисциплинарных взысканий имеют наложившие их лица в отношении тех видов взысканий, которые они могут налагать согласно настоящему Уставу, а также прямые начальники этих лиц.

До снятия ранее наложенного дисциплинарного взыскания другие виды поощрения к лицу военизированного состава не применяются.

О поощрении в виде снятия ранее наложенного дисциплинарного взыскания, если оно было наложено в письменной форме, награждения Почетной грамотой, ценным подарком или деньгами, а также об увеличении продолжительности ежегодного отпуска приказ издается только в письменной форме.

19. Поощрения объявляются перед строем или на собрании личного состава.

V. Дисциплинарные взыскания

20. При нарушении лицом военизированного состава дисциплины начальник должен предупредить его о необходимости исполнения служебных обязанностей, объявить замечание или, в случае необходимости, наложить на это лицо более строгое дисциплинарное взыскание.

21. Лицо военизированного состава, подвергшееся согласно настоящему Уставу дисциплинарному взысканию за противозаконные действия, подлежащие наказанию по приговору суда, не освобождается от привлечения за эти действия к уголовной ответственности. Применение дисциплинарного взыскания не освобождает виновного от материальной ответственности, установленной действующим законодательством.

22. В крайних, не терпящих отлагательства случаях, начальникам, имеющим право приема на службу и увольнения лиц личного состава, их заместителям, а также командирам взводов и их помощникам предоставляется право отстранять от должности подчиненных им лиц.

Начальник, отстранивший подчиненного от должности, обязан в суточный срок доложить об этом по команде (своему непосредственному начальнику, ближайшему по должности к подчиненному прямому начальнику), подробно изложив в донесении причины и обстоятельства, вызвавшие отстранение от должности. За необоснованно принятое решение об отстранении подчиненного от должности он несет дисциплинарную ответственность.

23. На лиц рядового военизированного состава могут налагаться следующие виды дисциплинарных взысканий:

лишение классности на срок до одного года;

сокращение ежегодного отпуска на срок до пяти суток;

увольнение со службы до окончания срока действия служебного обязательства.

24. На лиц командного состава могут налагаться следующие виды дисциплинарных взысканий:

сокращение ежегодного отпуска на срок до пяти суток;

предупреждение о неполном служебном соответствии;

увольнение со службы до окончания срока действия служебного обязательства.

25. На лицо военизированного состава может быть наложено дисциплинарное взыскание в виде увольнения со службы:

за однократное грубое нарушение дисциплины, повлекшее снижение оперативной готовности подразделения к выполнению горноспасательных работ, выразившееся в невозможности немедленно (по аварийному вызову) приступить к спасению людей, оказанию им помощи, или вызвавшее гибель, травмирование людей, в том числе горноспасателей, при ведении этих работ;

за систематическое неисполнение без уважительных причин обязанностей, возложенных на него служебным обязательством или настоящим Уставом, если к этому лицу ранее применялись меры дисциплинарного взыскания;

за прогул (в том числе отсутствие на службе более трех часов в течение дня несения службы согласно установленному режиму ее прохождения) без уважительных причин;

за появление на службе в нетрезвом состоянии, в состоянии наркотического или токсического опьянения;

за совершение по месту службы хищения (в том числе мелкого) государственного или общественного имущества, установленного вступившим в законную силу приговором суда или постановлением органа, в компетенцию которого входит наложение мер административного взыскания.

Дисциплинарное взыскание в виде сокращения ежегодного отпуска применяется за нарушение дисциплины при условии сохранения минимальной продолжительности отпуска не менее 28 календарных дней.

VI. Права начальника налагать дисциплинарные взыскания

26. Командир отделения, командир взвода, пункта, помощники и заместители всех прямых начальников в отношении подчиненных им лиц имеют право налагать дисциплинарные взыскания в виде замечания, выговора.

27. Начальник военизированной горноспасательной части региона, командир отряда в отношении подчиненных им лиц имеют право налагать дисциплинарные взыскания, предусмотренные пунктами 23 и 24 настоящего Устава, в том числе сокращать ежегодный отпуск на срок до трех суток.

28. Начальник Управления горного надзора и военизированных горноспасательных частей при Министерстве строительства Российской Федерации имеет право налагать на лиц рядового и начальствующего состава все дисциплинарные взыскания, предусмотренные настоящим Уставом.

VII. Наложение дисциплинарных взысканий в особых случаях

29. При временном исполнении служебных обязанностей личным составом не по месту своего постоянного прохождения службы к лицам военизированного состава могут применяться предусмотренные настоящим Уставом дисциплинарные взыскания тем начальником подразделения, в распоряжение которого эти лица направлены.

Начальник, наложивший в указанном случае дисциплинарное взыскание, сообщает об этом начальнику подразделения по месту постоянного прохождения службы виновным. Совершивший проступок по возвращении к месту постоянного прохождения службы обязан доложить своему непосредственному начальнику о наложенном на него дисциплинарном взыскании.

Лицо, совершившее проступок и не доложившее о наложенном на него взыскании, несет за это ответственность в дисциплинарном порядке.

30. В случае нарушения дисциплины младшим по должности в присутствии старшего по должности старший обязан сделать младшему напоминание. На лиц, не выполнивших требования старшего по должности, налагаются дисциплинарные взыскания прямым начальником.

VIII. Порядок наложения и приведения в исполнение дисциплинарных взысканий

31. Всякое дисциплинарное взыскание должно соответствовать степени вины и тяжести совершенного проступка.

При определении вида дисциплинарного взыскания принимаются во внимание: характер проступка, причиненный им вред, обстоятельства, при которых он был совершен, прежнее поведение совершившего проступок, его мотивы, а также предшествующая служба лица, допустившего нарушение дисциплины.

32. За каждый дисциплинарный проступок может быть наложено только одно дисциплинарное взыскание. Запрещается налагать взыскание на весь личный состав подразделения вместо наказания непосредственных виновников.

33. Строгость дисциплинарного взыскания увеличивается, если виновный неоднократно совершал проступки, если проступок совершен во время выполнения горноспасательных работ или на дежурстве в расположении подразделения.

34. Если с учетом тяжести совершенного проступка необходимо применить дисциплинарное взыскание, которое данный начальник применить неправомочен, то он представляет по команде ходатайство о наложении взыскания на виновного старшим начальником.

Начальник, не использовавший предоставленные ему дисциплинарные права или превысивший их, несет за это ответственность в соответствии с настоящим Уставом.

35. Дисциплинарные взыскания в виде замечания, выговора, строгого выговора могут налагаться приказом как в письменной, так и в устной форме. Другие виды взысканий, предусмотренные настоящим Уставом, налагаются приказом начальника исключительно в письменной форме.

На лиц командного состава горноспасательной службы с должности командира взвода и старше все дисциплинарные взыскания налагаются приказом начальника в письменной форме.

36. Начальник обязан до наложения взыскания истребовать от лица, совершившего нарушение, письменное объяснение. Отказ от дачи объяснения не освобождает виновного от дисциплинарной ответственности.

37. Дисциплинарное взыскание применяется непосредственно за обнаружением проступка, но не позднее одного месяца со дня его обнаружения, не считая времени болезни или пребывания в отпуске лица, совершившего этот проступок, а в случае если производится служебное расследование, — со дня его окончания.

38. Дисциплинарное взыскание допустившему проступок лицу командного состава объявляется лично или на совещании в присутствии равных или старших по должности, лицу рядового состава — лично или перед строем. Во всех случаях взыскание объявляется под расписку в служебной карточке учета поощрений и дисциплинарных взысканий (приложение 1).

39. Дисциплинарное взыскание не может быть применено позднее шести месяцев со дня совершения проступка, а по результатам ревизии или проверки финансово-хозяйственной деятельности — не позднее двух лет со дня его совершения. В указанные сроки не включается время производства по уголовному делу.

Если в течение года со дня применения дисциплинарного взыскания это лицо не будет подвергнуто новому дисциплинарному взысканию, то оно считается не подвергшимся дисциплинарному взысканию.

IX. Учет поощрений и дисциплинарных взысканий

40. Непосредственные начальники должны лично докладывать или сообщать в рапорте (письменно) по команде о поощрениях и взысканиях:

на личный состав горноспасательных отделений — командиру взвода, пункта;

на личный состав взвода, пункта — начальнику военизированной горноспасательной части (командиру отряда);

на старший командный состав и командиров взводов — начальнику Управления горного надзора и военизированных горноспасательных частей при Министерстве строительства Российской Федерации.

41. Все поощрения и дисциплинарные взыскания, предусмотренные настоящим Уставом, заносятся в служебную карточку учета поощрений и дисциплинарных взысканий, в том числе поощрения, объявленные начальником всему личному составу взвода, пункта, отделения. Поощрения, объявленные в приказе, отданном в письменной форме, кроме поощрений в виде досрочного снятия дисциплинарного взыскания, заносятся в трудовую книжку лица военизированного состава.

42. Служебные карточки учета поощрений и дисциплинарных взысканий ведутся:

на рядовой и младший командный состав — по месту постоянного прохождения службы лицом военизированного состава в оперативных военизированных горноспасательных подразделениях (взводах, пунктах), вспомогательных формированиях (канатно-испытательных станциях, учебных, инженерных, других подразделениях), в органах управления этими подразделениями и формированиями;

на средний, старший и высший начальствующий состав — по месту зачисления этих лиц военизированного личного состава на службу в штабах военизированных горноспасательных частей регионов, военизированных горноспасательных отрядов, других органах управления горноспасательной службы.

43. Служебные карточки учета поощрений и дисциплинарных взысканий на начальников и командиров, которым предоставлено право приема на службу и увольнения личного состава, и их заместителей ведутся в Управлении горного надзора и военизированных горноспасательных частей при Министерстве строительства Российской Федерации.

44. Каждая запись, внесенная в служебную карточку, должна быть заверена старшим начальником по месту ведения этих карточек.

Старший начальник обязан периодически просматривать служебные карточки с целью проверки правильности применения поощрения и наложения взысканий.

45. Лица военизированного состава один раз в год должны быть ознакомлены под расписку с записями, внесенными в их служебные карточки.

В случае перевода лица военизированного состава в другое подразделение служебная карточка пересылается по новому месту его службы.

Х. О жалобах и заявлениях

46. Каждое лицо военизированного состава в течение трех месяцев со дня ознакомления с приказом о наложении на него дисциплинарного взыскания и в месячный срок со дня вручения приказа об увольнении может обжаловать такие приказы.

47. Жалоба может быть изложена устно или подана в письменном виде.

Жалоба на начальника, которому предоставлено право приема на службу и увольнения личного состава, подается только в письменном виде, за исключением жалоб, заявляемых на собрании личного состава горноспасательных подразделений.

48. Лицо военизированного состава имеет право подавать жалобу лично от своего имени. Жалобы, поданные от имени других лиц, а также без подписи (анонимные), не рассматриваются.

49. Начальник обязан рассмотреть полученную жалобу (заявление), не требующую дополнительной проверки, безотлагательно, но во всяком случае не позднее 15 дней со дня ее поступления, и в случае признания жалобы обоснованной немедленно принять меры к удовлетворению просьбы подавшего жалобу (заявление) и сообщить ему об этом в устной или письменной форме. Жалоба (заявление), требующая дополнительной проверки, должна рассматриваться в срок не более одного месяца со дня ее поступления.

50. Жалоба подается непосредственному начальнику того лица, действия которого обжалуются, а если подающий жалобу не знает по чьей вине нарушены его права, то жалоба подается по команде.

Если начальник, получивший жалобу (заявление), не имеет достаточных прав для удовлетворения просьбы подавшего жалобу (заявление), то он направляет ее по команде в 3-дневный срок с момента получения.

Запрещается поручать рассмотрение жалобы тем лицам, действия которых обжалуются.

51. Начальник, допустивший несправедливость или неправомерные действия по отношению к подчиненному лицу за поданную им жалобу (заявление), несет за это ответственность в соответствии с настоящим Уставом.

52. Лица военизированного состава вправе обжаловать дисциплинарные взыскания в судебном порядке.

53. Жалобы (заявления) регистрируются в журнале (приложение 2), который ведется в органах управления горноспасательными подразделениями при каждом начальнике, имеющем право приема на службу и увольнения личного состава.

Жалобы, заявляемые на собрании военизированного личного состава, в журнал не заносятся.

Приложение 1
к Дисциплинарному уставу
военизированных
горноспасательных
подразделений в
транспортном строительстве

СЛУЖЕБНАЯ КАРТОЧКА
учета поощрений и дисциплинарных взысканий

(подразделение, формирование, отряд, часть)

Виды поощрений сотрудников ФПС ГПС

Формулировка оснований для поощрения согласно ст. 47 141-ФЗ звучит так – «за добросовестное выполнение служебных обязанностей, достижение высоких результатов в служебной деятельности, а также за успешное выполнение задач повышенной сложности».

Виды поощрения

Согласно п. 1 ст.47 141-ФЗ к сотруднику ФПС могут применяться следующие меры поощрения:

объявление благодарности;

выплата денежной премии – самый, пожалуй, распространенный вид поощрения. Сумму денежной премии обычно определяет руководитель;

награждение ценным подарком.

Самой частой разновидностью ценного подарка раньше были часы – настенные или наручные, зачастую с выгравированной дарственной надписью. Реже – сувениры и бытовая техника. В последнее время в качестве памятных подарков используются статуэтки;

награждение почетной грамотой;

занесение фамилии сотрудника на Доску Почета;

награждение ведомственными знаками отличия.

– досрочное присвоение очередного специального звания.

Досрочно – это значит до истечения срока, необходимого для присвоения звания, но не выше того, что предусмотрено по должности. Впрочем, если у вас есть ученая степень или звание – вы можете рассчитывать на звание, выше «потолочного» на одну ступень;

присвоение специального звания, на одну ступень выше предусмотренного штатом по замещаемой должности. Этот вид поощрения возможен только один раз ;

награждение огнестрельным или холодным оружием.

Стоит отметить, что награждение именным холодным и огнестрельным оружием возможно лишь в отношении одной категории военнослужащих – офицеров

Некоторые ведомственные знаки отличия

Медали МЧС России:

  • “За отличие в ликвидации последствий чрезвычайной ситуации”;
  • “За отвагу на пожаре“;
  • “За разминирование“;
  • “За спасение погибающих на водах”;
  • “За безупречную службу“;
  • “За содружество во имя спасения“;
  • “За пропаганду спасательного дела“;
  • “За отличие в военной службе”;
  • “За отличие в службе“;
  • “За усердие“;
  • “За предупреждение пожаров”;
  • “За особый вклад в обеспечение пожарной безопасности особо важных государственных объектов”;
  • “200 лет профессиональной пожарной охране Москвы”;

Знаки отличия МЧС России:

  • Крест “За доблесть”;
  • “За службу в авиации МЧС России“;
  • “Почетный сотрудник МЧС России”;
  • “Участнику ликвидации последствий ЧС“;
  • “За заслуги”;
  • “За отличие”;
  • “Лучший работник пожарной охраны“;
  • “Лучший инспектор ГПН МЧС России”;
  • “Ветеран МЧС России”;
  • “Ветеран авиации МЧС России”;
  • “Отличник спасательных воинских формирований”;
  • “Отличный пожарный”;
  • “Отличник ГИМС МЧС России”;
  • “Отличник авиации МЧС России”.

Памятные медали МЧС России:

  • “Маршал Василий Чуйков“;
  • “75 лет Гражданской обороне”;
  • “100 лет Санкт-Петербургскому университету ГПС МЧС России”;
  • “50 лет журналу “Гражданская защита”;
  • и другие.

При награждении некоторыми ведомственными знаками отличия предусмотрено также денежное вознаграждение, сумма фиксированная за каждый знак, от трех до пятнадцати тысяч рублей.

Интересно, что награждение ведомственным знаком возможно не ранее, чем через два года после предыдущего награждения.

Правда, это не относится к медалям «За отличие в службе» и к награждениям за проявленные мужество, смелость и отвагу. Несколько раз одним и тем же знаком награждать нельзя, за исключением знаков, имеющих степень.

Утеря награды и ваши действия

Что же делать, если вдруг ведомственную награду или удостоверение к ним сотрудник потерял?

На этот случай могут выдать дубликат, но только при условии, если утрата произошла в боевой обстановке, в результате стихийного бедствия, при невозможности предотвратить утрату (порчу). Во всех же остальных случаях выдается только справка о том, что сотрудник был награжден.

Если на сотрудника наложено дисциплинарное взыскание, а он в период действия взыскания взялся за ум, да так, что дал повод для поощрения, то в качестве меры поощрения может быть досрочное снятие имеющегося взыскания, в соответствии с п.2 ст.47 141-ФЗ

Когда обычно вручают награды

В ФПС давно применяется практика массового применения мер поощрения, приуроченного к каким-либо праздничным датам – традиционно это День Пожарной охраны (30 апреля), День Спасателя (27 декабря). К этим датам стараются поощрить тех сотрудников, которые на период службы показали себя исключительно с положительной стороны, формулировка приказа таких поощрений обычно такая: «за добросовестное выполнение служебных обязанностей и в честь 367-летия Пожарной охраны…».

Это, если говорить условно, текущие меры поощрения, способ отметить добросовестно исполняющих свои обязанности сотрудников. Сюда же относятся поощрения, приуроченные к специализированным праздникам (День Финансиста, День кадровика, День ГПН), когда награждаются сотрудники соответствующих служб.

Награждение медалями «За отличие в службе» по традиции приурочивается ко Дню Пожарной охраны. Это так называемые медали «за песок», медали первой, второй и третьей степени за 10, 15 и 20 лет службы соответственно. Ими награждаются те, кто имеет соответствующий срок службы и не имеет отрицательных характеристик и не снятых к моменту награждения дисциплинарных взысканий.

Помимо «плановых» поощрений, предусмотрены поощрительные меры и за особые заслуги, мужество, отвагу и самоотверженность, проявленные при ликвидации последствий стихийных бедствий и чрезвычайных ситуаций. В этих случаях обычно награждают соответствующими нагрудными знаками, награждение которыми так же предусматривает дополнительное денежное вознаграждение.

Процесс непрерывного улучшения

Коротко сущность такого управления можно определить так:

  1. В фонде резервируются средства на восстановление качества.
  2. При наличии брака качество восстанавливается за счет средств фонда.
  3. Остаток средств фонда выплачивается в виде премии за качество.

Прежде чем приступать к работе по совершенствованию системы управления качеством, необходимо обобщить статистические данные по потерям, связанным с низким качеством (транспортные потери, затраты труда, материалов и т.п.). Все потери переводятся в денежный эквивалент. Репутационный вред в денежный эквивалент не переводится, т.к. считается, что репутационный вред недопустим, поэтому фирма должна предпринять все возможные способы, чтобы предотвратить ущерб ее репутации. Если статистических данных о потерях нет, то до начала работы по совершенствованию качества надо обязательно такие данные получить либо за счет статистических наблюдений и анализа финансовой и другой отчетности, либо, что менее предпочтительно, опираясь на мнение нескольких экспертов.

Смотрите так же:  Исковое заявление в нэск

Для финансового управления качеством создается специализированный Фонд качества (ФК).

Средства из ФК расходуются на цели:

  • Оплаты ущерба, нанесенного Заказчикам и сторонним лицам и судебных издержек из-за низкого качества.
  • Ликвидации поломок, аварий, последствий некачественного выполнения работ.
  • Коллективного поощрения (всех работников фирмы). Годовая премия.
  • Группового поощрения (по отделам, рабочим группам, созданным для освоения объекта). Полугодовая премия.
  • Индивидуального поощрения за качественное выполнение работы. Квартальная премия.

Примечание:

    Способность выполнять работы в срок, также характеризующая качество менеджмента на фирме (качество планирования и управления ресурсами), в данной статье подробно не рассматривается. Вознаграждение за качественную организацию работ для руководителя соответствующего уровня может быть предусмотрено в фонде индивидуального поощрения.

Выплата вознаграждений из ФК носит отложенный характер – после практического подтверждения качества через определенное время, обычно полгода или год.

Если за отчетный период не было случаев брака, то все средства из фонда возмещения и восстановления переводятся в фонд поощрения и выплачиваются в виде премии за качество.

Величина ФК связана с гарантийным сроком (см. Приложение №1), однако следует учитывать, что некачественная работа, выявленная Заказчиком и доставляющая Заказчику значительные неудобства, даже после истечения гарантийного срока, может существенно влиять на репутацию фирмы.

Виновные в низком качестве и доля удерживаемой премии должны определяться, как правило, комиссионно, в составе специально созданной комиссии по качеству. В работе комиссии должна соблюдаться гласность.

Размер премии (процент от заработной платы или повышающий коэффициент от минимальной премии по качеству), как индивидуальной, так и групповой, зависит от влияния на качество и на возможный ущерб.

Допуск к работе специалистов оформляется официально, только после того, как будет подтверждена необходимая квалификация (обычно практический экзамен после обучения).

Обучение проводится либо преподавателем, либо менеджером, прорабом с навыками обучения и практическим опытом за отдельное вознаграждение. Контроль качества обучения проводится другими уполномоченными лицами, не принимавшими участия в обучении.

Обучение должно быть категорировано по уровню сложности и по специализации. На каждого специалиста заводится формуляр, в котором отражаются его теоретические и практические знания и навыки, а также недостатки в работе, систематически допускаемые ошибки.

Рабочим присваиваются разряды, которые являются официальным подтверждением способности выполнять работу определенной сложности с заданным уровнем качества. Разряды присваиваются и снижаются в зависимости от показателей качества выполненной работы. На фирме может быть своя собственная шкала разрядов, применяемая для внутренних целей.

При увольнении сотрудника по причинам, не связанным с низким качеством работы, ему выплачивается 1/4 размера премии, учитываемой в том периоде, в котором происходит увольнение. Например: квартальная премия, если в квартале проработал 1, 5 месяца (1/2 квартала) будет рассчитана как 1/4 х 1/2 = 1/8=0,125=12,5%.

Для реализации целей управления качеством ФК делится на 2 основных части, различающиеся по функциональному назначению: для поощрения и для возмещения, которые, в свою очередь имеют свое деление на подфонды.

В таблице фонды размещены в порядке убывания важности, т.е наиболее важные фонды имеют меньший номер.

Выплаты из ФК производятся в порядке их важности. Если исчерпаны средства из более важного фонда, то производится перевод средств из менее важных. Может производиться условный заем средств из последующих периодов (т.е. может быть принято решение о невыплате, например, премий в следующем квартале). Однозначно удерживается выплата отделам (группам) и отдельным лицам, виновным в низком качестве. Перевод средств начинается с фонда личного поощрения, т.е. удерживается выплата сотрудникам, лично виновным. Если невозможно определить непосредственно виновных в отделе (рабочей группе), или если удержанных средств для индивидуального поощрения не хватает, то рассматривается вопрос об удержании премии отделу (рабочей группе).

Так как стоимость устранения недостатков обычно гораздо больше величины индивидуальной премии, более важные фонды должны иметь более высокий объем средств.

Комиссия по качеству должна в обязательном порядке учитывать мнение службы гарантии и сервиса, а также мнение Заказчика.

Если причина брака находится вне фирмы или невозможно точно определить виновных, то в случае, когда не хватает средств в фонде возмещения и восстановления, то все фонды поощрения пропорционально уменьшаются.

Для того, чтобы выявить виновных лиц через полгода-год, должна оформляться исполнительная документация (технологическая карта), где должны быть указаны фамилии и личные подписи лиц, производивших операции.

При такой структуре средств ФК и такой организации системы управления качеством ремонтно-восстановительные работы в малой фирме можно будет выполнять несколькими способами:

  1. Устранение брака сотрудниками, его допустившими, с учетом их заинтересованности в получении как можно большей части премии за качество или же под угрозой лишения премий за несколько кварталов.
  2. Привлечение других специалистов фирмы с оплатой восстановительных работ дополнительно.
  3. Привлечение сторонней фирмы для устранения брака. Для определения минимальной стоимости ремонта в этом случае необходимо наличие нескольких конкурирующих между собой фирм, привлекаемых на тендерной основе. Фирма должна быть открыта к сотрудничеству со специалистами как по профильным специальностям, так и по непрофильным, но необходимым в процессе производства (например: со специалистами по подъемно-транспортному оборудованию, такелажным работам и т.п.). Должна быть база данных по специалистам.

РД 153-39.4-114-01 Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах

Министерство энергетики Российской Федерации

Федеральный горный и

Промышленный надзор России

ОАО «АК «Транснефть»

_____________ В.В. Калинин

ПРАВИЛА
ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ
НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

ОАО «АК «Транснефть»

____________ Ю.В. Лисин

_____________ А.Г. Гумеров

Дата введения 20.02.2002

В настоящем руководящем документе применяются следующие термины с соответствующими определениями:

Авария на магистральном нефтепроводе

Авария на объекте магистрального нефтепровода — внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими событиями

Инцидент на магистральном нефтепроводе

Отказ или повреждение оборудования, технических устройств, применяемых на объектах, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений Федерального закона о промышленной безопасности опасных производственных объектов, других Федеральных законов и иных нормативных правовых актов РФ, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах магистрального нефтепровода

Патрульная (поисковая) группа

Бригада из 3-х или более человек во главе со старшим группы из инженерно-технических работников, предназначенных для поиска, обнаружения, закрытия задвижек и принятия мер по предупреждению и организации мер безопасности на месте аварий

Дефектный участок нефтепровода

Участок нефтепровода, содержащий один и более дефектов

Часть трубы размером не более длины заводской секции трубы, вваренная в нефтепровод с помощью кольцевых стыков с двух торцов, либо вырезаемая из нефтепровода

2 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2.1 Правила устанавливают порядок организации и выполнения работ по обнаружению, локализации и ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах.

2.2 Правила предназначены для специалистов предприятий и организаций, эксплуатирующих и выполняющих работы по ремонту и реконструкции магистральных нефтепроводов и их объектов, входящих в систему открытого акционерного общества акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть» (в дальнейшем ОАО «АК «Транснефть»).

2.3 Положениями руководящего документа устанавливаются и регламентируются: порядок обнаружения аварии, организация выезда патрульной группы для определения места аварии; порядок организации и проведения аварийно-восстановительных работ (АВР); меры по охране труда при выполнении работ на объектах магистральных нефтепроводов (МП), защите окружающей природной среды.

2.4 На основании положений настоящих Правил и с учетом требований нормативных документов, указанных в Приложении А, ОАО МП, РНУ (УМН) должны организовывать разработку планов ликвидации возможных аварий на объектах МП, регламентов и инструкций по выполнению аварийно — восстановительных работ (по технологическим операциям).

При отсутствии в структуре управления ОАО МП РНУ (УМН) обязанности последних должны выполняться ОАО МН.

3 КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА АВАРИЙ

3.1 Аварией на магистральном нефтепроводе считается внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

— смертельным травматизмом людей;

— травмированием людей с потерей трудоспособности;

— воспламенением нефти или взрывом её паров;

— загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

— утечками нефти объемом 10 м 3 и более.

3.2 Инцидент на объектах МН — это отказ или повреждение оборудования или технических устройств на объектах МН, отклонения от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах МН, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м 3 без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков.

4 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ОБНАРУЖЕНИЯ АВАРИЙ

4.1 Для обнаружения места аварий и аварийных утечек нефти на магистральном нефтепроводе могут применяться методы: визуальный, контроля давления, графоаналитический, балансового учета нефти, анализа изменения нагрузки электродвигателей, приборной диагностики (ультразвуковой и акустический), параметрического контроля расхода и давления.

4.2 Основными признаками аварии или аварийной утечки при их визуальном обнаружении являются: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление радужной пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персоналом при проведении работ в охранной зоне нефтепровода, а также посторонними лицами.

4.3 Обнаружение аварий и повреждений методом контроля за давлением в нефтепроводе осуществляется по показаниям манометров, установленных на НПС и трассе нефтепровода. Снижение давления на выкиде или на приеме НПС более, чем на 0,15 МПа (1,5 кг/см 2 ) от установленной технологическими картами или режимами перекачки величины («установившегося режима»), указывает на наличие аварийной утечки или повреждение нефтепровода. Изменение давления должно сопровождаться звуковым и световыми сигналами в операторной НПС и районном диспетчерском пункте.

Метод позволяет определить только наличие утечек на нефтепроводе и не указывает места повреждения на трассе нефтепровода.

4.4 Графоаналитический метод обнаружения утечки на ЛЧ МН основан на построении линий гидравлического уклона трубопровода на участке нарушения герметичности. Метод определяет место повреждения нефтепровода.

Погрешность определения места утечки графоаналитическим методом составляет около 10 % от длины нефтепровода между соседними работающими НПС.

4.5 При обнаружении аварии на основе метода балансового учета нефти проводится сравнение количества откачанной и поступившей нефти на пункты контроля.

Метод обнаруживает наличие утечки, величина которой составляет более 2 % расхода перекачиваемой нефти по нефтепроводу.

4.6 Метод обнаружения утечек на ЛЧ МН на основе анализа причин изменения нагрузки электродвигателей приводов магистральных насосных агрегатов основан на регистрации изменения нагрузки более 3 % от установившейся на данном режиме перекачки.

4.7 Обнаружение наличия утечек нефти на нефтепроводе может осуществляться с использованием системы обнаружения утечек (СОУ), принцип действия которой основан на непрерывном контроле изменений параметров расхода и давлений на нефтепроводе.

Величина обнаруживаемой утечки и её место устанавливаются с точностью в соответствии с паспортными данными системы.

4.8 ОАО МН разрабатывает для каждого МН Регламент действия оперативного персонала при аварийных ситуациях с указанием порядка действия оперативного персонала, работы систем автоматики и телемеханики при обнаружении аварии.

При обнаружении признаков аварии системы автоматики и телемеханики должны обеспечить остановку нефтепровода и закрытия линейных задвижек в режиме телеуправления по программе разработанной для каждого нефтепровода.

5 ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

5.1 Оповещение о возникновении аварии

5.1.1 При получении сообщения об аварии на нефтепроводе или падении давления на выкиде НПС или трассе нефтепровода, увеличении нагрузки на электродвигатели, оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру РДП, РНУ (УМН) и начальнику ЛПДС, НПС.

5.2.1 Аварийно-восстановительные службы, обходчики нефтепроводов при осмотре трассы нефтепровода и обнаружении выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока должны:

— сообщить о выходе нефти оператору НПС и диспетчеру РДП;

— продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей ЛПДС (НПС);

— приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПЛА.

При облете трассы и обнаружении выхода нефти летный наблюдатель или бортовой оператор должны:

— сообщить через диспетчера аэропорта диспетчеру РНУ (УМН) об обнаруженном месте выхода нефти;

— сделать круг над ближайшей ЛПДС (НПС) и сбросить вымпел с сообщением об обнаружении выхода нефти;

— продублировать свое сообщение диспетчеру РДП с ближайшего аэропорта;

— находиться на связи в ожидании указаний диспетчера РДП.

5.1.3 Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла авария, после получения сообщения об аварии, обязан доложить руководству РНУ (УМН), принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ (УМН) или ответственного руководителя по ликвидации аварии, назначенного приказом по ОАО МН.

5.1.4 Диспетчер РДП, получив сообщение об аварии, обязан:

— остановить перекачку нефти по аварийному участку нефтепровода и отключить аварийный участок в режиме телеуправления в соответствии с Регламентом действия оперативного персонала при аварийных ситуациях;

— немедленно известить об аварии руководство РНУ (УМН), начальника ЦРС (СУПЛАВ), диспетчера ОАО МН, диспетчера связи ПТУС;

— организовать контроль за выездом аварийно-восстановительной бригады, патрульной группы.

5.1.5 Диспетчер ОАО МН, получив известие об аварии, обязан:

— немедленно сообщить о возникновении аварии генеральному директору ОАО МН, его заместителям, руководству ПТУС, диспетчеру ОАО «АК «Транснефть» по форме указанной в Регламенте представления срочных донесений об авариях и отказах на магистральных нефтепроводах, НПС и РП и их учет;

— уточнить с диспетчером РДП схему и порядок отключения аварийного участка;

— контролировать ход выполнения мероприятий по ликвидации аварии.

5.1.6 После обнаружения аварии или аварийной утечки нефти ОАО МН обязано уведомить об аварии в территориальный орган Госгортехнадзора России и другие инспектирующие органы.

5.1.7 Главный диспетчер ОАО «АК «Транснефть» при получении информации о возникновении аварии или повреждения с выходом нефти должен:

— уточнить информацию об аварии (источник полученной информации, время, дата, наименование объекта, привязка по трассе, характер и последствия аварии, угроза нанесения ущерба, принятые меры, сведения об ответственном руководителе организации работ, периодичности представления информации о ходе производства АВР);

— доложить руководству и в отделы ОАО «АК «Транснефть» об аварии, о принятых мерах и изменении ситуации в распределении грузопотоков;

— сообщить об аварии диспетчеру ОАО «Связьтранснефть»;

— осуществлять постоянный контроль за выполнением плана-графика и представлением информации в ОАО «АК «Транснефть»;

— доложить руководству ОАО «АК «Транснефть» о готовности объекта к возобновлению перекачки нефти.

5.2 Организация поиска места аварии

5.2.1 При поступлении сообщения об аварии, для определения места повреждения трубопровода, начальник ЛПДС, технический руководитель НПС должны оперативно выслать на трассу нефтепровода патрульную (поисковую) группу и бригаду на закрытие линейных задвижек для локализации поврежденного участка.

5.2.2 Время на сбор патрульной группы устанавливается: в рабочее время — 0,5 ч, в нерабочее время — 2 ч; время на обследование участка нефтепровода не должно превышать: в светлое время — 3 ч, в темное (ночное) время — 4 ч.

5.2.3 При благоприятных погодных условиях в светлое время суток обнаружение места аварии может проводиться с использованием воздушных транспортных средств.

5.2.4 Для обеспечения обследования трассы нефтепровода за указанное в 5.2.2 время, при необходимости, направляется несколько патрульных групп.

5.2.5 Количество патрульных (поисковых) групп и время на обнаружение места аварии для конкретных участков МН должны быть определены в ПЛА в зависимости от расположения повреждения на трассе, расстояния от места дислокации ABC до предполагаемого места повреждения, погодных условий, времени года и суток, наличия препятствий на трассе нефтепровода (водных или других преград).

5.2.6 Патрульная группа, выезжающая на осмотр трассы и закрытие линейных задвижек, должна иметь оборудование, средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти, необходимый набор инструментов, инвентарь, материалы, а также средства связи. Перечень необходимого оборудования и материалов устанавливается отделом эксплуатации РНУ (УМН) с учетом состояния сооружений ЛЧ МН.

5.2.7 При обнаружении места выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немедленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, диспетчеру РДП, указав при этом:

— точное место аварии;

— обстановку на местности;

— характер истечения и разлива нефти;

— наличие вблизи населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти;

— состояние подъездных дорог и проездов.

5.2.8 Патрульная группа, обнаружившая выход нефти, должна:

— принять меры по предотвращению пожара, несчастных случаев;

— закрыть задвижки по команде диспетчера РНУ (УМН);

— обозначить место выхода и разлива нефти предупредительными знаками;

— принять меры по локализации растекания нефти;

— в случае выхода нефти вблизи населенного пункта обратиться за помощью к представителям местных властей для организации работ по предотвращению растекания нефти.

5.2.9 Линейные задвижки на поврежденном участке закрываются в режиме телеуправления с РДП или по месту патрульной группой или бригадой направленной для этих целей.

5.3 Организация ликвидации аварий

5.3.1 Работы по организации ликвидации аварий должны проводиться в соответствии с разработанными Планами ликвидации возможных аварий (ПЛА) для объектов МН, расчетная продолжительность выполнения работ по ликвидации аварий не должна превышать 80 ч. в обычных условиях, с увеличением на 30-50 % для болотистых трасс. Расчет времени выполнения видов работ в зависимости от диаметр МН, приведен в приложении И.

5.3.2 Для оперативного руководства аварийно-восстановительными работами должен быть создан штаб ликвидации аварии. Персональный состав штаба устанавливается приказом генерального директора ОАО МН.

Работы по ликвидации аварий должен возглавлять генеральный директор или главный инженер ОАО МН.

Работы по ликвидации инцидента должны выполняться под руководством начальника или главного инженера РНУ (УМН).

5.3.3 Руководство АВР с начала возникновения аварии на объектах линейной части, НПС, ЛПДС, нефтебаз осуществляется руководителями этих объектов, в дальнейшем — ответственным руководителем по ликвидации аварии, назначенным приказом генерального директора ОАО МН.

5.3.4 Ответственный руководитель по ликвидации аварии обязан:

— срочно прибыть к месту аварии;

— организовать связь с районным диспетчерским пунктом (РДП);

— уточнить характер аварии и определить возможный объем стока нефти;

— принять меры, исключающие возможность попадания нефти на территорию населенных пунктов, в водоемы, на автомобильные и железные дороги;

— принять меры по предотвращению возможности возгорания разлитой нефти;

— организовать сбор вытекшей нефти;

— определить способ опорожнения дефектного участка нефтепровода от нефти;

— организовать выполнение АВР;

— принять решение о способе ликвидации аварии применительно к конкретным условиям;

— в соответствии с принятым способом ликвидации аварии организовать прибытие на место аварии необходимого количества аварийных бригад, техники и технических средств, средств связи для обеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии, принять меры по оповещению населения и подключению дополнительных средств ремонта;

— назначить своего заместителя, связных и ответственного за ведение оперативного журнала, а также других ответственных лиц, в соответствии с конкретной сложившейся обстановкой;

— организовать каждые три часа письменное сообщение в ОАО МН о ходе работ по устранению аварии;

— организовать размещение бригад, обеспечить их отдых и питание;

— после завершения сварочно-монтажных работ по ликвидации аварии, при положительных результатах контроля сварных соединений, сообщить телефонограммой диспетчеру ОАО МН или РНУ (УМН) об окончании работ и готовности нефтепровода к заполнению нефтью и возобновлению перекачки;

— укомплектовать группы, назначить ответственных по открытию линейных задвижек;

— проконтролировать визуально герметичность отремонтированного участка, сварных швов и других технологических соединений после пуска нефтепровода и достижения в нем рабочего давления, доложить о состоянии участка диспетчеру;

— организовать оформление исполнительно-технической документации на выполненный ремонт нефтепровода;

— организовать устранения последствий аварий и сдачу землевладельцам и инспектирующим органам очищенные территории и водоемы.

5.4 Методы ликвидации аварий

5.4.1 Ликвидация аварий нефтепровода может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.

К постоянным методам относится вырезка катушки или участка нефтепровода с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы, заварка свищей с установкой «чопиков» (металлических пробок), приварка патрубков с заглушками.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены на срок не более одного месяца установка необжимной приварной муфты, муфты с коническими переходами, галтельные муфты, с обязательной последующей заменой их с применением методов постоянного ремонта.

5.4.2 Восстановление аварийного участка нефтепровода путем вырезки и замены на новый проводится при:

— наличии на трубопроводе сквозной трещины в сварном шве и в основном металле трубы;

— разрыве кольцевого монтажного шва;

— разрыве продольного сварного шва или металла трубы.

5.4.3 Ремонт нефтепровода путем вырезки и замены разрушенного участка на новый проводится с обеспечением безопасных условий выполнения сварочно-монтажных работ (остановки перекачки нефти, закрытия линейных задвижек, уборки разлитой нефти на месте повреждения, герметизации внутренней полости нефтепровода).

5.4.4 При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать следующим требованиям:

— катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания давлением, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести (заводское испытательное давление) в соответствии со СНиП 2.05.06-85*;

— труба, из которой изготовлена катушка должна быть подвергнута дефектоскопии металла и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;

— катушки должны иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативным документов.

5.4.5 Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) диаметром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок («чопиков») и обваркой. Для обеспечения плотности «чопики» изготавливаются диаметром до 12 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. «Чопик» не должен препятствовать прохождению очистных и внутритрубных инспекционных снарядов и выступать внутрь трубы не более, чем на 5 мм.

«Чопик» забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления высотой не более 3 мм, с шириной обварки 4-5 мм по периметру «чопика». «Чопики» должны изготавливаться из низкоуглеродистых сталей Ст3, 10 согласно ГОСТ 11050.

Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.

Схема монтажа «чопика» приведена в приложении Е.

5.4.6 Повреждения типа сквозных коррозионных свищ или несанкционированные врезки, могут ремонтироваться приваркой патрубков с заглушками.

5.4.7 При ремонте повреждений временными методами для прекращения течи нефти из нефтепровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей прокладкой прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин, домкратов, с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.

5.4.8 При ремонте повреждений путем применения ремонтных муфт и приваркой патрубков с заглушками технология их монтажа, применяемые материалы, контроль качества работ должны соответствовать требованиям «Технологии сварочно-монтажных работ по установки ремонтных конструкций на действующие магистральные нефтепроводы ОАО «АК «Транснефть».

5.4.9 При выполнении АВР, для опорожнения нефтепровода и закачки собранной нефти, в нефтепровод врезаются отводы с задвижками ДУ 100-200, Ру 64.

Количество отводов с задвижкой определяется в зависимости от объема освобождаемого нефтепровода.

Присоединяемый узел отвода, его конструктивные элементы должны быть выбраны и смонтированы с учетом диаметров отвода и магистрали, возможных нагрузок на МП и соответствовать требованиям нормативных документов.

Смотрите так же:  Налоговый вычет на строящуюся квартиру

5.4.10 При выполнении АВР применяемые оборудование, арматура, материалы труб, муфт, усиливающих элементов, соединительных деталей нефтепроводов, технология сборки и сварки должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, ТУ 102-488-95, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

5.4.11 Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках ликвидируются:

— в сальниковых устройствах — донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений, после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в нефтепроводе;

— во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) — заменой прокладок, с остановкой перекачки нефти и, при необходимости, с опорожнением участка нефтепровода;

— при разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства — заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти по нефтепроводу, опорожнением участка нефтепровода от нефти, вырезки дефектной задвижки и монтажом новой задвижки.

5.5 Ликвидация аварий на участках магистральных нефтепроводов в обычных условиях

5.5.1 Аварийно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:

— сооружение земляного амбара и сбор в него нефти;

— подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

— вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована;

— освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;

— вырезка дефектного участка нефтепровода;

— герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода;

— монтаж и вварка катушки;

— заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти;

— контроль качества сварных швов;

— пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный режим;

— изоляция отремонтированного участка нефтепровода;

— засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.

Сооружение земляного амбара. Сбор нефти

5.5.2 Для предотвращения разлива и возможности попадания вытекшей нефти в водоемы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог, животноводческих ферм, с учетом рельефа местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти.

5.5.3 В зависимости от характера аварии и местных условий для этой цели могут быть использованы существующие защитные сооружения, эластичные резинотканевые резервуары, естественные складки местности, резервуары близлежащих НПС, неповрежденные участки аварийного нефтепровода или параллельно проложенные нефтепроводы.

5.5.4 При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия:

— объем сооружаемого амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и вылившейся самотеком нефти из нефтепровода;

— основание и стенки амбаров должны быть уплотнены или покрыты пленками;

— уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха обвалования на 0,5 м.

5.5.5 Амбар для сбора нефти должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения АВР (допускается уменьшить это расстояние до 50 м при температуре воздуха ниже 10 °С).

5.5.6 В целях предотвращения перелива нефти из амбара необходимо предусмотреть отвод и дренаж ливневых и грунтовых вод.

5.5.7 Для отвода разлитой нефти в амбар или в сторону обвалования должна быть устроена траншея или проложен временный нефтепровод диаметром 150-200 мм.

5.5.8 Сооружение земляного амбара и нефтеотводной траншеи осуществляется землеройными машинами (бульдозерами, экскаваторами) или с использованием энергии взрыва.

Подготовка ремонтной площадки и размещение технических средств

5.5.9 В зависимости от вида дефекта и технологии ликвидации аварии, применяемых и привлекаемых для этого технических средств, с учетом природно-климатических и погодных условий, рельефа местности, а также в соответствии с требованиями охраны труда и пожарной безопасности подготавливается ремонтная площадка.

5.5.10 Технические средства (сварочные агрегаты, насосно-компрессорные установки и другие несамоходные механизмы) должны устанавливаться на спланированной горизонтальной площадке.

Размеры площадки определяются габаритами механизмов, условиями их обслуживания. При этом механизмы должны находиться на расстоянии не менее 1 м от края площадки.

5.5.11 При сооружении ремонтной площадки при необходимости следует выполнить мероприятия по отводу поверхностных вод путем сооружения отводной (обводной) канавы, водосборного котлована или защитной дамбы выше ремонтной площадки.

5.5.12 Площадка для проведения ремонтно-восстановительных работ должна быть подготовлена до начала работ по вскрытию нефтепровода.

Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована

5.5.13 Работы по вскрытию аварийного участка нефтепровода и сооружению ремонтного котлована должны выполняться только после определения точного места аварии.

5.5.14 Вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована выполняется одноковшовым экскаватором с соблюдением мер предосторожности, исключающих повреждения поверхности трубы, особенно за пределами дефектного участка. Необходимое количество экскаваторов определяется в зависимости от объема земляных работ. Наиболее эффективно выполняется разработка котлована двумя экскаваторами одновременно.

5.5.15 Размеры котлована должны обеспечивать возможность выполнения аварийных работ в нем (центровку труб, сварку неповоротных стыков, контроль сварных швов, изоляцию отремонтированного участка и др.).

Глубину котлована Н рекомендуется определять по формуле:

где Дн наружный диаметр нефтепровода, м;

h высота от верха трубы до поверхности земли, м.

При этом расстояние от низа трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м.

Длину котлована L рекомендуется определять по формуле:

где l длина разрушенного (дефектного) участка нефтепровода, м.

Ширина котлована В определяется:

где Дн наружный диаметр нефтепровода, м.

При разработке котлована его ширину принимают из условия возможности работы обслуживающего персонала с грузоподъемными машинами или механизмами.

5.5.16 Ремонтный котлован с вертикальными стенками устраивается в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод (табл. 5.1 ) в соответствии с п. 9.9 СНиП III-4-80 *.

Таблица 5.1 — Допускаемая глубина ремонтного котлована с вертикальными стенками различных грунтов

Глубина котлована, м

Насыпной, песчаный, гравелистый

Для сооружения котлована большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения, в зависимости от состава грунта, при уровне грунтовых вод ниже глубины выемки (табл. 5.2), в соответствии с требованием п. 9.10 СНиП III-4-80*.

Таблица 5.2 — Наибольшая допустимая крутизна откосов котлована в грунтах естественной влажности

Крутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более

Песчаный и гравелистый (влажный, но не насыщенный)

При сильном притоке грунтовых вод необходимо устраивать крепление стенок котлована и одновременно принимать меры по понижению уровня грунтовых вод откачкой водоотливными агрегатами или насосами.

5.5.17 Для обеспечения возможности быстрого выхода работающих из траншеи следует устанавливать стремянки (с уклоном 1:3 с планками через 0,20-0,25 м) из расчета 2 лестницы на 5 человек, работающих в траншее, и устраивать выходы (не менее двух) с противоположных сторон.

Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти

5.5.18 Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти может проводиться:

— самотеком через поврежденное место и откачкой её в амбар для сбора по временному нефтепроводу;

— откачкой передвижными насосными агрегатами в земляные амбары и другие емкости;

— откачкой из поврежденного нефтепровода в параллельный нефтепровод.

5.5.19 Для откачки нефти из нефтепровода, на расстоянии не менее 30 м от намеченного места реза дефектного участка, к нефтепроводу приваривается отвод с задвижкой и прокладывается временный сборный нефтепровод диаметром 150 мм до земляного амбара или других емкостей для сбора нефти.

Агрегаты (типа ПНА-1, ПНА-2, ПНУ-1, ПНУ-1М) для откачки или закачки нефти должны устанавливаться от амбара или места закачки нефти в нефтепровод на расстоянии не менее 50 м согласно Правил ВППБ 01-05-99.

После перекрытия аварийного участка при пропуске отсекающих задвижек, осуществляется отвод («перехват») поступающей нефти путем резки в трубопровод на нижней точке по профилю трассы отверстия диаметром до 12 мм или патрубка с задвижкой диаметром до 100 мм. Количество отверстий или врезаемых патрубков определяются объемом пропускаемой нефти задвижками.

Пример расчета диаметра врезаемых патрубков и количества «перехватов» приведен в приложении Г.

5.5.20 Одновременно с освобождением нефтепровода должны продолжаться работы по сбору разлитой нефти, предотвращению дальнейшего распространения её по поверхности земли, попаданию в населенные пункты, водоемы, реки, на железнодорожные и автомобильные магистрали.

5.5.21 После ремонта нефть из земляных амбаров и других емкостей передвижными насосными агрегатами по временному нефтепроводу должна быть закачана в нефтепровод.

Вырезка дефектного участка

5.5.22 Способ вырезки дефектных участков выбирается в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и условий безопасности ведения работ.

5.5.23 Вырезка дефектной катушки производится после подготовки ремонтного котлована, очистки его от нефти, подготовки трубопровода (зачистки от грязи, изоляции) в местах резки.

Перед вырезкой поврежденного участка, за пределами вырезаемой катушки, на трубопроводе должна быть установлена шунтирующая перемычка с сечением 16 мм 2 .

Подключение шунтирующих элементов (кабеля) к трубопроводу может выполняться:

— гибкими стальными лентами, навитыми с натяжкой на очищенную поверхность трубы;

— стальными болтами диаметром 12-15 мм, ввинченными в просверленные в стенке трубы ручной или пневматической дрелью глухие отверстия, с оставленной толщиной стенки трубы не менее 3 мм;

— сваркой соединительных наконечников, в случае отсутствия нефти и загазованности в рабочем котловане и трубопроводе.

5.5.24 Вырезка дефектного участка с применением энергии взрыва должна осуществляться в соответствии с требованиями Единых правил безопасности при взрывных работах, утвержденных Госгортехнадзором России, эксплуатационной документацией на кумулятивные заряды и средства взрывания, действующими инструкциями и положениями о порядке хранения, учета, использования и транспортирования взрывчатых материалов.

5.5.25 Взрывные работы должны проводиться по типовому проекту производства взрывных работ на магистральных нефтепроводах или по отдельному проекту для конкретного единичного случая.

Проект производства работ разрабатывается и утверждается руководителем организации, проводящей взрывные работы (имеющей соответствующую лицензию Госгортехнадзора), и согласовывается руководителем предприятия, на объектах которого ведутся взрывные работы.

5.5.26 Способ резки с применением энергии взрыва может применяться для нефтепроводов полностью заполненных нефтью, частично заполненных и полностью опорожненных, с неудаляемыми остатками нефти на стенках.

5.5.27 Установка зарядов для резки на нефтепроводе проводится в соответствии с проектом производства взрывных работ, с соблюдением установленных мер безопасности и в соответствии с инструкциями по применению типов зарядов. При демонтаже дефектного участка, арматуры и соединительных деталей вырезку рекомендуется проводить тремя резами.

5.5.28 Вырезка дефектного участка может осуществляться с применением труборезных машин с приводами во взрывобезопасном исполнении, предназначенных для резки труб, имеющих сертификат соответствия требованиям промышленной безопасности и разрешение Госгортехнадзора России на их применение.

5.5.29 Вырезка дефектных участков осуществляется одновременно двумя труборезными машинами.

5.5.30 Перед началом работы по резке труб необходимо разработать котлован с подкопом ниже трубы не менее 600 мм, а также подготовить емкость для смазочно-охлаждающей жидкости, которая требуется для охлаждения режущего инструмента. После освобождения трубы от грунта зачистить от изоляции места установки МРТ на длине 600-700 мм. Труборезные машины устанавливают на трубе согласно требованиям Руководства по эксплуатации на данные машины и в соответствии со схемами вырезки катушек, задвижек и соединительных деталей на расстоянии не менее 1,5 м между ними.

Герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода

5.5.31 Для предотвращения выхода из нефтепровода взрывопожароопасных газов и нефти к месту ведения огневых работ, а также предотвращения загазованности места производства АВР, внутреннюю полость нефтепровода необходимо перекрыть на весь период выполнения сварочно-монтажных работ.

5.5.32 Перекрытие внутренней полости нефтепровода может проводиться тампонами-герметизаторами, механическими устройствами или глиняными тампонами.

5.5.33 При перекрытии нефтепровода тампонами-герметизаторами из резинокордной оболочки, их применение и установка проводятся согласно Инструкции РД 39-00147105-009-96.

При перекрытии внутренней полости нефтепровода механическими перекрывающими устройствами их установка проводится согласно инструкции по их применению.

При применении глиняных тампонов, для ограничения объема тампона и обеспечения большей плотности укладывания глины, необходимо предусматривать установку упоров в нефтепроводе в виде резиновых шаров, стенки из кирпича-сырца.

5.5.34 В качестве герметизирующего материала могут применяться глина, тампонажная глина и кирпич сырец из красной глины. В составе глины не должны быть посторонние включения.

Тампон из глины или кирпича-сырца создается послойной укладкой и трамбованием длиной не менее двух диаметров трубы нефтепровода по верхней образующей. Торец тампона должен располагаться на расстоянии не менее 400 мм от сварного стыка.

При использовании глиняных тампонов необходимо контролировать герметичность путем осмотра его торцевой части на наличие трещин и усадки по верхней образующей трубы, а также отбором и анализом проб воздуха. При необходимости перед установкой катушки для сварки проводится дополнительная трамбовка тампона с добавлением свежей глины. При отрицательной температуре воздуха необходимо принимать меры по теплоизоляции тампона снаружи нефтепровода. Во избежание потери герметичности тампона не допускаются удары по трубе и её вибрация от работающих машин и механизмов.

5.5.35 Для отвода избыточного давления и контроля за наличием во внутренней полости нефтепровода уровня нефти, на расстоянии не менее 30 м от тампонов на верхней образующей нефтепровода высверливаются контрольные отверстия диаметром 8-12 мм. Для контроля за местоположением и последующей заварки отверстий в них устанавливаются сигнальные флажки на алюминиевой проволоке.

В случае обнаружения поступления нефти к тампонам и избыточного давления в трубопроводе, создающих угрозу безопасности ведения сварочных работ, принимаются соответствующие меры по отводу газов на безопасное расстояние от места производства работ, а также отведению поступающей нефти в специальные емкости, в экстренных случаях — во временный котлован.

После завершения восстановительных работ отверстия в трубопроводе и болты, указанные в 5.5.23, должны быть заглушены и обварены как указано в 5.4.5 настоящих Правил.

5.5.36 При применении тампонов-герметизаторов и механических перекрывающих устройств, контроль их прохождения, при заполнении трубопровода нефтью, осуществляется сигнализаторами контроля прохождения диагностических устройств или скребков.

5.5.37 После герметизации нефтепровода ремонтный котлован и поверхность нефтепровода должны быть очищены от остатков нефти и горючих материалов.

Перед началом огневых работ в котловане и трубопроводе перед тампонами следует замерить концентрацию паров нефти для определения возможности ведения огневых работ. Рабочее место сварщика должно быть защищено от солнечных лучей, атмосферных осадков, ветра.

Монтаж и вварка катушки

5.5.38 Сварочно-монтажные работы при замене дефектного участка должны выполняться с соблюдением требований СНиП III-42-80* и ВСН 006-89, ВППБ 01-05-99 и других нормативных документов.

5.5.39 До начала сварочно-монтажных работ для обеспечения надежной работы нефтепровода в будущем на вскрытом участке необходимо за пределами дефектного участка проверить остаточную толщину стенки труб, наличие очагов коррозионного разрушения металла, дефектов, которые со временем могут привести к повторной аварии.

5.5.40 Длина монтируемого участка нефтепровода взамен вырезанного должна быть больше дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны.

Минимальная длина монтируемой катушки должна быть не менее диаметра нефтепровода.

5.5.41 Расстояние от торца катушки до кольцевого монтажного шва на основном нефтепроводе должно быть не менее диаметра трубы.

5.5.42 При монтаже катушки продольные швы катушки и трубы, с которой она стыкуется, должны быть смещены не менее чем на 100 мм.

5.5.43 В тех случаях, когда концы нефтепровода после вырезки дефектного участка, вследствие напряженного состояния, расходятся, для обеспечения возможности центровки труб, необходимо концы нефтепровода от дефектного участка раскопать на длину до обеспечения радиуса упругого изгиба в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

5.5.44 Все сварные швы, выполненные при ликвидации аварий, должны обозначаться личным клеймом сварщика.

5.5.45 Сварка намагниченных (например, в результате пропуска диагностических устройств) нефтепроводов проводится по специальной технологии с использованием методов, приборов и приспособлений в соответствии с «Рекомендациями по размагничиванию труб при ремонтных работах на нефтепроводах диаметром до 1220 мм» (М. ВНИИСТ, 1998) или «Методом компенсации намагниченных трубопроводов с использованием приборов ПКНТ», позволяющих изменять ориентацию магнитных полей и вести сварочные работы на намагниченных нефтепроводах.

5.5.46 Стали труб и соединительных деталей, применяемых при монтаже и соединении сваркой в ходе АВР на трубопроводе, по своим механическим свойствам и химическому составу должны быть аналогичными стали труб ремонтируемого нефтепровода и отвечать требованиям СНиП 2.05.06-85*.

Контроль качества сварных швов

5.5.47 В процессе сборки и сварки стыков ремонтируемого участка нефтепровода мастером ABC должен осуществляться пооперационный контроль качества сварочных работ.

5.5.48 Все законченные сварные стыки, после очистки их от шлака, брызг металла подвергаются внешнему осмотру непосредственными исполнителями.

5.5.49 Все монтажные сварные стыки, выполненные дуговой сваркой, в условиях центральной базы производственного обслуживания, при заготовке деталей конструктивных элементов, или на трассе нефтепровода, при замене дефектного участка, подлежат 100 % контролю физическими методами с учетом требований СНиП III-42-80*, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Все кольцевые стыковые сварные швы подлежат 100 % радиографическому контролю.

Угловые сварные швы, продольные швы при монтаже муфт, выполненные на нефтепроводе при ремонтных работах, подлежат 100 % контролю ультразвуковым методом.

Сварные швы, соединяющие трубы, арматуру или детали с разной толщиной стенок подлежат 100 % контролю радиографическим и ультразвуковым методами.

Наплавки на стенке нефтепровода, выполненные при устранении повреждений (коррозионных повреждений, рисок, царапин), а также швы обваренных «чопиков», болтов подлежат 100 % контролю магнитографическим или ультразвуковым методами.

5.5.50 Сварные соединения считаются годными, если по результатам визуального контроля и обмера, а также после контроля неразрушающими методами, удовлетворяют требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 006-89 и в них не обнаружены дефекты или при обнаружении дефектов, величина, количество и плотность распределения которых не превышает допустимые нормативные значения.

5.5.51 Сварные соединения, в которых по результатам контроля обнаружены недопустимые дефекты (признанные «не годными»), подлежат удалению или ремонту.

5.5.52 Все отремонтированные сварные стыки должны быть вновь подвергнуты внешнему осмотру и неразрушающему контролю. Повторный ремонт стыков не допускается.

Подготовка и пуск нефтепровода в работу

5.5.53 После завершения работ по контролю качества сварных швов и исправления обнаруженных при этом дефектов, ответственный за ликвидацию аварии сообщает диспетчеру ОАО МП о готовности нефтепровода для заполнения нефтью.

5.5.54 После согласования с ОАО «АК «Транснефть» по распоряжению диспетчера ОАО МН открывают линейные задвижки. Через вантузы выпускается воздух из нефтепровода.

5.5.55 При заполнении отремонтированного нефтепровода нефтью давление следует увеличивать равномерно с постоянным контролем за показаниями приборов.

5.5.56 После заполнения нефтепровода нефтью, визуально проверяется плотность (герметичность) отремонтированного участка.

После пуска нефтепровода и вывода его на рабочий режим, отремонтированный участок нефтепровода в течение 8 ч контролируется на герметичность.

Противокоррозионная изоляция отремонтированного участка нефтепровода

5.5.57 Противокоррозионная изоляция отремонтированного участка нефтепровода должна проводиться в соответствии с ГОСТ Р 51164 после получения положительных результатов контроля качества сварочных работ и опрессовки отремонтированного участка рабочим давлением.

5.5.58 Качество изоляционного покрытия должно контролироваться внешним осмотром, приборным контролем адгезии изоляционного покрытия к стали и сплошности.

5.5.59 Осмотр изоляционного покрытия проводится в процессе наложения каждого слоя изоляции. В изоляционном покрытии не должно быть пузырей, складок, зазоров между витками, разрывов.

5.5.60 Контроль адгезии изоляционного покрытия, в зависимости от типа изоляционного материала, проводится согласно ГОСТ Р 51164 по методу А — для изоляционных покрытий из полимерных лент и по методу Б — для защитных покрытий на основе битумных мастик.

5.5.61 Контроль изоляционного покрытия на сплошность выполняется искровыми дефектоскопами (типа КРОНА-2И).

Засыпка ремонтного котлована

5.5.62 Засыпать ремонтный котлован следует после завершения изоляционных работ, проверки качества изоляции с учетом требований СНиП III-42-80*, РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта МН.

При засыпке ремонтного котлована расположенного в скальных, гравийных и галечниковых грунтах подсыпку под трубопровод следует выполнить из мягкого грунта толщиной не менее 20 см с подбивкой и выполнить присыпку над ним таким же грунтом на высоту 20 см над верхней образующей трубы.

После подбивки грунта под трубопровод, проводится окончательная засыпка ремонтного котлована минеральным грунтом, осуществляемая бульдозером с одной или с обеих сторон траншеи с устройством по верху котлована валика с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрывать котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону. При необходимости производится засыпка экскаваторами или другими техническими средствами.

5.6 Ликвидация аварий на участках магистральных нефтепроводов, расположенных на болотах

5.6.1 При ликвидации аварий на болотах, отключение аварийного участка, освобождение нефтепровода от нефти, герметизация внутренней полости нефтепровода, вырезка дефектного участка, монтаж и сварка катушки, ремонт дефектных мест без замены катушки, организация пуска нефтепровода выполняются в соответствии с требованиями для обычных условий.

5.6.2 ABC , обслуживающие болотистые участки трассы, должны оснащаться дополнительными техническими средствами, предназначенными для работы на болотистой местности.

5.6.3 Поиск места аварии, а также доставка технических средств, материалов и ремонтного персонала к месту ведения АВР осуществляется с использованием воздушного и наземного транспорта высокой проходимости.

5.6.4 В качестве наземного транспорта могут быть использованы: колесный транспорт на тороидных шинах с регулируемым давлением воздуха, трейлеры, гусеничные машины высокой проходимости, болотоходные транспортные средства с малым удельным давлением на грунт; водный транспорт — катера, мотолодки, баржи; воздушный транспорт — вертолеты. Основные технические средства, применяемые при АВР, приведены в табелях технического оснащения ABC РД 39-025-90 и РД 153-39.4-143-99.

5.6.5 В зависимости от типа вертолета доставка грузов может осуществляться в грузовом отсеке или на внешней подвеске.

Для доставки оборудования и материалов вертолетами ABC должны быть оснащены строповочными и другими необходимыми приспособлениями и устройствами.

Повышение несущей способности болота

5.6.6 Для выполнения работ по ликвидации аварии на участках МН, расположенных на болотах, необходимо обеспечить возможность базирования и маневрирования технических средств, которое осуществляется повышением несущей способности почвы. Для этого сооружаются:

— временные подъездные пути;

— временные вертолетные площадки;

5.6.7 Для повышения несущей способности поверхности болот, в зависимости от его характеристики, могут быть использованы:

— лежни и слани из лесоматериалов;

— слани из отбракованных труб;

— деревянные щиты типа ЛВ-11 (ЛВ-11Б);

— настилы из деревянных железнодорожных шпал и выстилка металлическая;

— сборно-разборные клеефанерные дорожные покрытия (СРДП);

— стальная плетеная сетка в сочетании с рулонными синтетическими неткаными материалами типа «СНМ» или «Дорнит Ф-1»;

— сборно-разборные несущие покрытия типа СРНП-1, СРНП-2.

Технические характеристики временных покрытий приведены в приложении Е.

5.6.8 Полосу строительства подъездных путей необходимо расчищать по возможности без нарушения поверхностного слоя почвы. Крупные деревья и кустарники срезаются вровень с поверхностью земли. Трелевка леса проводится трелевочными тракторами ТДТ-55а, ТТ-4. Могут также использоваться гусеничные тракторы на колесном ходу.

5.6.9 На болотах с устойчивыми торфами устраиваются лежневые дороги путем поперечной укладки бревен диаметром 12-20 см на продольные лежни или лежневые дороги из инвентарных щитов (ЛВ-11, ЛВ-11Б).

При глубине торфа 0,8 м и более или неустойчивом подстилающем грунте, а также на травяных болотах с ровной поверхностью без кочек и пней, применяются инвентарные слани из лесоматериалов или настилы из шпал.

Сооружения пешеходных дорог, ремонтной и вертолетной площадок

5.6.10 Для передвижения ремонтного персонала во время выполнения АВР и оперативной эвакуации людей в случае возникновения пожара необходимо устраивать пешеходные дорожки. Они могут быть устроены из стальной плетеной сетки в сочетании с рулонными синтетическими материалами типа «СНМ», «Дорнит Ф-1» или другими рулонными материалами, позволяющими создать конструктивно-фильтрующую прослойку покрытия.

5.6.11 Конструкция, размеры ремонтной площадки, сооружаемой на болоте, должны обеспечивать возможность установки и размещения необходимых технических средств и материалов, работы землеройной и грузоподъемной техники.

5.6.12 До сооружения ремонтной площадки выполняются следующие подготовительные работы:

— определение размеров площадки;

— разметка территории площадки;

Ремонтная площадка сооружается теми же средствами и способами, что и сооружение временных подъездных путей ( 5.6.6 — 5.6.9).

5.6.13 При ликвидации аварий на МН появляется необходимость устройства временных вертолетных площадок. Сооружение временных вертолетных площадок должно проводиться в соответствии с требованиями Инструкции по проектированию вертолетных станций, вертодромов и посадочных площадок для вертолетов гражданской авиации. Размещение временных вертолетных площадок должно обеспечивать безопасную работу вертолетов и максимально возможную близость к месту аварии. Расстояние от вертолетной площадки до зданий и сооружений населенных пунктов и промышленных сооружений должно быть не менее 150 м, а до воздушных высоковольтных линий электропередач, расположенных в пределах полос воздушных подходов (ПВП) — не менее 1 км. Это расстояние может быть сокращено до 500 м, если ЛЭП, пересекающая ПВП со стороны вертолетной площадки, закрыта складками местности, лесопосадками, зданиями, не выходящими за пределы условной плоскости ограничения препятствий. Вне полосы воздушного подхода площадка должна находиться на расстоянии не менее 300 м. Это расстояние может быть сокращено до 120 м, если ЛЭП закрыта на всем протяжении затеняющими объектами.

Смотрите так же:  Отчетность апх мираторг 2019

5.6.14 При сооружении вертолетной площадки непосредственно на болоте используются дорожные покрытия СРДП или бревна диаметром не менее 18 см, прочно скрепленных между собой, причем бревна верхнего наката должны укладываться поперек направления принятого старта.

5.6.15 Вертолетные площадки должны быть оборудованы маркировочными знаками упрощенного типа, ветроуказателем стандартных размеров, осветительной и радиоаппаратурой.

5.6.16 Для создания необходимых условий выполнения АВР сооружаются следующие вспомогательные площадки:

— площадка для складирования и подготовки грузов к транспортировке;

— площадка для стоянки и обслуживания аварийной техники;

— площадка для размещения жилого городка;

— площадка для размещения противопожарной техники.

5.6.17 Для обеспечения безопасных условий эксплуатации вспомогательные площадки должны быть удалены от границы разлива нефти на расстояние не менее 100 м. Располагать их следует на открытой местности, с некоторым уклоном для обеспечения естественного водоотвода.

Вскрытие нефтепровода и сооружение ремонтного котлована

5.6.18 Ремонтный котлован на болотах I и II типа может быть сооружен с креплением и без крепления стенок, комбинированным методом — с креплением стенок и применением ремонтной герметичной камеры.

5.6.19 Размеры и конструкция ремонтного котлована должны соответствовать требованиям, изложенным в 5.5.15, 5.5.16.

Сооружение ремонтного котлована с креплением стенок

5.6.20 При сильном притоке грунтовых вод стенки ремонтного котлована укрепляются деревянными или металлическими шпунтами, шпунтами из профилированной стали, сваями или другими средствами.

5.6.21 Погружение шпунтов может проводиться:

— забивкой механизированным способом с применением ручной электротрамбовки, вибропогружателя, вибромолотов, гидромолотов;

— размывом болотной массы на месте погружения шпунтов до минерального грунта с применением гидромониторов, поливочных машин и других технических средств, обеспечивающих подачу воды под давлением, с последующей добивкой шпунтов.

5.6.22 Перечень оборудования и приспособлений, необходимый для проведения работ по погружению шпунта, зависит от принятого метода и определяется при составлении ПЛА.

Сооружение ремонтного котлована без крепления стенок

5.6.23 Разработку ремонтного котлована в грунтах с высоким уровнем грунтовых вод необходимо осуществлять с понижением уровня воды способом открытого водоотлива, дренажа, с применением иглофильтровых установок. Для водоотлива в котловане устраивается приямок глубиной 1 м.

5.6.24 Для предотвращения перетока болотной массы и поверхностных вод в котлован, вокруг него следует создать земляное обвалование.

5.6.25 Для искусственного понижения уровня воды используются иглофильтровые установки, заглубляемые в грунт ниже подошвы котлована на глубину не менее 1,5-2,0 м.

5.6.26 По мере откачки и понижения уровня грунтовых вод подготавливается ремонтный котлован. Откачка воды должна проводиться непрерывно.

5.6.27 Сооружение ремонтного котлована может проводиться с использованием ремонтных герметичных камер различных конструкций.

Сооружение котлована и обвалования для сбора нефти

5.6.28 Котлован для сбора нефти может быть разработан:

— за пределами болота на твердом грунте — при помощи энергии взрыва или землеройными механизмами;

— непосредственно на болоте — с использованием энергии взрыва.

5.6.29 С использованием энергии взрыва могут быть созданы котлованы и обвалования на болотах I типа, дренажные траншеи — на болотах I и II типа.

5.6.30 Обвалование из торфяного грунта (мощностью до 1 м) создается выбросом верхнего слоя торфяного грунта, находящегося между двух рядов наклонных шпуров при их взрыве.

5.6.31 Котлован для сбора нефти создается взрывом вертикальных зарядов и двух рядов наклонных шпуров, при котором происходит выброс верхнего слоя торфяного грунта, находящегося между рядами шпуров.

5.6.32 Глубина котлована определяется толщиной торфяного слоя и всасывающим действием откачивающих средств, но не должна превышать 3 м.

5.6.33 Дренажные траншеи на болотах могут быть созданы методом взрывания скважинных и шпуровых вертикальных зарядов, который включает:

— разбивку сетки шпуров на оси траншеи;

— образование вертикальных шпуров;

— заряжение шпуров и взрывание зарядов.

Все земляные работы на болотах — по подготовке ремонтного котлована, амбара для нефти, должны выполняться с учетом требований СНИП III-42-80*.

5.6.34 В состав работ по сбору разлития нефти входят:

— ограждение места разлитой нефти;

— подготовка земляных обвалований, котлованов, резинотканевых резервуаров и других емкостей;

— прокладка сборно-разборных нефтепроводов или создание дренажных траншей;

— откачка нефти в подготовленные емкости.

5.6.35 Вместимость используемых емкостей должна обеспечить прием разлитой и откачиваемой или сливаемой самотеком нефти из аварийного участка нефтепровода.

5.6.36 Отвод (откачка) нефти в подготовленные емкости может проводиться по дренажным траншеям, сборно-разборным металлическим или резинотканевым трубопроводам с использованием откачивающих средств.

5.6.37 Очистка поверхности болота от остатков нефти может быть осуществлена путем:

— смыва нефти с поверхности болота;

5.6.38 Метод смыва нефти заключается в следующем: гидромонитором, мотопомпой или насосами пожарных автомобилей вода под давлением из ближайшего источника подается к месту аварии или повреждения. Вода с нефтью собирается в приямке, устроенном на границе разлития нефти, откуда водонефтяная смесь откачивается в нефтесборный котлован или обвалование.

5.6.39 Выжигание остатков нефти допускается как исключение при невозможности сбора нефти другими способами и проводится после согласования с местным комитетом экологии и органами пожарной охраны.

5.6.40 После восстановления аварийного участка нефтепровода нефть, собранная с поверхности болота и откаченная из дефектного участка нефтепровода, должна быть закачана насосными агрегатами в восстановленный или параллельно проложенный нефтепровод.

5.7 Ликвидация аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов

5.7.1 Способ ремонта трубопровода подводного перехода магистрального нефтепровода (ППМН) выбирается в зависимости от вида и характера повреждения.

Ремонт свищей и трещин на поперечных швах нефтепровода, может осуществляться применением временного метода с установкой обжимной, или галтельной муфт.

При разрушении металла трубы, сварного шва, ремонт трубопровода должен проводиться с заменой дефектного участка.

5.7.2 Для ликвидации аварий на ППМН, с разгерметизацией нефтепровода и выходом нефти, необходимо:

— остановить перекачку нефти;

— закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок нефтепровода;

— установить ограждения, препятствующие распространению нефти в водном объекте и организовать сбор разлившейся нефти;

— определить место и характер повреждения ППМН;

— определить объемы ожидаемой утечки;

— организовать доставку людей и технических средств к месту аварии;

— организовать ремонт поврежденного (разрушенного) участка ППМН одним из способов, указанных ПЛА;

— испытать отремонтированный участок нефтепровода.

5.7.3 При поступлении сообщения о появлении нефти на водной поверхности, берегах водного объекта диспетчер РДП должен немедленно остановить перекачку, направить на место расположения ППМН группу патрулирования ABC для определения места выхода нефти (утечка из резервной или основной нитки ППМН), изучения ситуации. При необходимости на судоходных реках должны быть приняты меры по предупреждению судов об опасности.

5.7.4 Диспетчер, в случае выхода нефти из основной (резервной) нитки ППМН, по согласованию с руководством РНУ (УМН) и диспетчером ОАО МН, вводит в работу резервную (основную) нитку, отключив аварийную нитку, путем переключения береговых задвижек. При возникновении аварии на ППМН во время работы обеих ниток, диспетчер должен остановить перекачку нефти, отключить нитки закрытием задвижек и принять меры по определению места аварии. Перекачка нефти должна быть возобновлена по исправной нитке.

5.7.5 На место аварии немедленно направляются подразделения ABC и водолазные бригады участков подводно-технических работ.

5.7.6 Подразделения ABC , прибывшие на место аварии, должны выставить предупреждающие знаки и принять меры по ограждению и охране места выхода нефти.

5.7.7 В ПЛА для каждого ППМН должны быть приведены зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и даны рекомендации по локализации и сбору нефти с поверхности реки или водоема.

5.7.8 Зоны возможного распространения нефтяных загрязнений для каждого конкретного ППМН, эксплуатирующегося в системе магистральных нефтепроводов, определяются при проведении учений по локализации и ликвидации последствий возможных аварий на ППМН или методами экспериментальной гидрологии на масштабных лабораторных моделях.

5.7.9 Основными факторами, определяющими скорость и направление распространения нефтяного загрязнения по водной поверхности являются:

— скорость течения реки на участке русла в створе ППМН, а также в прилегающих рукавах реки;

— профиль трассы нефтепровода ППМН;

— рельеф береговой зоны на участке ППМН, рельеф дна реки, наличие береговой и донной растительности;

— гидрометеорологические и климатические условия в момент возникновения и в период ликвидации аварии;

— характер повреждения стенки нефтепровода ППМН;

— объем утечки нефти из поврежденного участка.

5.7.10 При определении возможных зон распространения нефтяного пятна могут применяться методы математического моделирования с использованием ПЭВМ, которые позволяют получить точную характеристику поведения нефтяного загрязнения, с учетом местной топографии, гидрологических режимов данного водотока и метеорологических условий, в зависимости от сезона года, и дать прогноз развития аварийной ситуации, для возможной аварии на конкретном ППМН, с указанием:

— направления распространения нефтяного загрязнения по водной поверхности, в зависимости от координат места повреждения нефтепровода ППМН и объема утечки, а также гидрологических и метеорологических условий;

— характера истечения нефти через толщу грунта и воды.

5.7.11 Задержание и сбор нефти на малых реках и водоемах может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами. Конструкции этих запруд и дамб (см. рис. 5.1), их места расположения определяются при разработке ПЛА.

Рекомендуемые общие строительные размеры элементов насыпи-дамбы для улавливания нефти на водотоке для обычных условий трассы приведены на рис. 5.1.

в = 1 ¸ 3 м; h1 ³ 0,5 м; h2 = ³ 2,5 d.

1 — оголовок; 2 — труба; 3 — насыпь-дамба; 4 — стальные приварные пластины; 5 — бетонированный лоток; 6 — задвижка

Рис. 5.1 — Схема запруды для улавливания нефти на водотоке

При подготовке и устройстве дамб должно соблюдаться условие:

где Q 1 — расход воды в водотоке, м 3 /сек;

Q 2 — расход воды через трубы, уложенные в «теле» дамбы, м 3 /сек;

F 1 — живое сечение поперечника реки водотока, м 2 ;

F 2 — сумма живых сечений труб, уложенных в «теле» дамбы, м 2 ;

V 1 — скорость течения реки до строительства дамбы, м/сек;

V 2 — скорость истечения воды по трубам, м/сек.

Площади сечений определяются:

F 1 = ,

где а — ширина дна реки;

с — ширина реки по урезу;

hp — высота (глубина) потока воды в реке;

F 2 = ,

где d — диаметр труб, уложенных в дамбе;

n — количество труб, уложенных в дамбе.

5.7.12 Локализации нефти на поверхности водных объектов осуществляются установкой боновых заграждений. Боковые заграждения могут устанавливаться в несколько рядов в зависимости от объема и интенсивности выхода нефти, по возможности, они должны полностью перекрывать русло реки, с учетом факторов, указанных в 5.7.9. Применяются боковые заграждения различных конструкций в соответствии РД 153-39.4-143-99. На мелких реках, на заранее выбранных и подготовленных местах, могут быть использованы также специальные маты из соломы, камыша, бревен и т.п. Уловленную нефть направляют вдоль ограждения к нефтесборщикам или к берегу для последующей откачки.

Способы и места установки заграждений и объемы подготовительных мероприятий, с учетом местных условий и времени года, должны быть предусмотрены в ПЛА для ППМН и отработаны на учениях по ликвидации аварий на ППМН.

5.7.13 С поверхности воды нефть следует собирать нефтесборщиками или откачивать её насосами (в смеси с водой) в специальные емкости (земляные амбары, резинотканевые емкости), устраиваемые на берегу, с целью последующей её утилизации.

Объемы емкостей и способы утилизации собранной нефти также определяются при разработке ПЛА.

5.7.14 Места устройства заграждений на водотоках, определенные согласно ПЛА, уточняются ответственным руководителем по ликвидации аварий, с учетом конкретных обстоятельств в каждом случае, с таким расчетом, чтобы ко времени подхода головной части нефтяного пятна были закончены работы по сооружению заграждений.

5.7.15 До начала ремонтных работ водолазы должны обследовать ППМН, уточнить место и характер повреждения нефтепровода, после чего ответственным руководителем по ликвидации аварии определяется способ ремонта.

5.7.16 Ремонт ППМН, в зависимости от вида аварии, конкретных условий, технической оснащенности, времени года, может проводиться с подъемом или без подъема нефтепровода на поверхность воды, а также в огражденном от водной среды котловане.

5.7.17 Ремонт нефтепровода с подъемом на поверхность воды (льда) проводится по специально разработанному проекту.

5.7.18 Ремонт нефтепровода без подъема его на поверхность проводят в случаях, если необходимо: установить заиливатели, хомуты, зажимы, муфты; дозаглубить нефтепровод; провести сварку в камере или непосредственно в водной среде; заизолировать нефтепровод полимерной пленкой и т.д.

5.7.19 Ремонт нефтепровода без подъема может быть выполнен под водой («мокрый» способ) или под защитой устройств (кессонов, камер), обеспечивающих проведение работ «сухим» способом.

5.7.20 До начала сварочных работ в кессоне, камере, ППМН должен быть освобожден от нефти и заполнен водой или загерметизирован с целью предотвращения поступления взрывопожароопасных и отравляющих газов к месту проведения работ.

5.7.21 В воздушной среде кессона или камеры не должно содержаться более 3 мг/м 3 сероводорода в смеси с углеводородом и более 300 мг/м 3 предельных углеводородов (в пересчете на углерод).

5.7.22 При разработке ПЛА на ППМН необходимо использовать типовые технологические карты и предусматривать наиболее рациональные и эффективные приемы выполнения ремонтно-восстановительных работ.

Технология вытеснения нефти водой из поврежденной нитки подводного перехода магистрального нефтепровода

5.7.23 Порядок вытеснения нефти из поврежденного трубопровода подводного перехода выбирается в зависимости от места и характера повреждения подводного трубопровода, наличия камер пуска-приема очистных устройств или разделителей, профиля трассы перехода. Вытеснение нефти выполняется согласно плану мероприятий, разработанному отделами эксплуатации и утвержденному главным инженером ОАО МН, РНУ (УМН) или согласно оперативному плану ликвидации возможных аварий (ПЛА) на ППМН, если в составе ПЛА предусмотрен весь объем работ, подлежащих выполнению по вытеснению с учетом конкретных обстоятельств.

5.7.24 План мероприятий по вытеснению нефти из подводного трубопровода в зависимости от обстоятельств и местных условий на месте аварии должен включать:

— определение мест подключения задвижек (вантузов) для откачки нефти из ППМН и закачки в него воды;

— способы сбора и транспортировки вытесненной нефти из трубопровода и подачи воды в трубопровод;

— выбор и подготовка мест отбора воды из реки для закачки в трубопровод ППМН;

— выбор схемы подачи воды, типы применяемых разделителей;

— определение схемы обвязки передвижных насосных агрегатов для откачки (и закачки) нефти и закачки воды в трубопровод;

— определение места подачи (и запасовки) и приема разделителей при вытеснении нефти;

— определение количества оборудования и материалов для монтажа временных трубопроводов;

— порядок монтажа трубопроводов и принятые схемы обвязки насосов;

— порядок испытания временных трубопроводов на прочность и герметичность;

— порядок врезки задвижек для откачки и закачки нефти в действующий параллельный нефтепровод, закачки воды в трубопровод ППМН;

— порядок проверки, подготовки разделителей, материалов и оборудования, применяемых при вытеснении;

— подготовка приказа о назначении ответственных за выполнение работ при вытеснении (или общего приказа о ликвидации аварии с учетом работ по вытеснению);

— определение мер безопасности и инструктаж персонала по выполняемым работам;

— порядок опробования разработанной схемы вытеснения и ведения работ по вытеснению.

5.7.25 Работы по вытеснению нефти из поврежденного участка ППМН и заполнению его водой выполняются в следующей последовательности:

— врезаются задвижки и подготавливается обвязка для откачки нефти в параллельный трубопровод, в резервную нитку или в сборную емкость и закачки воды в трубопровод;

— вырезается катушка, на ее место врезается новая катушка с запасованым разделителем в случае отсутствия постоянных камер пуска на резервных и основных нитках перехода, на противоположной стороне для приема и откачки нефти врезаются задвижки диаметром 150-200 мм;

— присоединяются необходимые механизмы и оборудование;

— откачивается нефть из трубопровода и закачивается в параллельный трубопровод или за линейной задвижкой ремонтируемого нефтепровода (или в передвижную емкость) и закачивается вода для заполнения в освобождаемый участок трубопровода;

— ремонтируемая нитка отключается от действующей магистрали и заглушаются с установкой заглушек после вырезки катушек, пойменные части и участки ППМН на суше, при необходимости, освобождаются от воды.

5.7.26 Вытеснение нефти с нефтепровода осуществляется водой с применением механических разделителей. Вытеснение нефти водой из подводного перехода не допускается проводить прямым контактированием. Возможные схемы вытеснения откачки-закачки нефти приведены на рис. 5.2, 5.3, 5.4.

5.7.27 При вытеснении нефти, в качестве разделителей могут быть использованы скребки-разделители без щеток типа СКР-1, СКР-К конструкции ЦТД «Диаскан» соответствующих диаметров.

Работы по приему-пуску разделителей состоят из запасовки разделителей в камеру пуска, запуска в магистраль перед водяной пробкой и приема разделителей в камеру приема и остановки перекачки после заполнения участка подводного перехода водой.

MH I , MH II — магистральные нефтепроводы; ППР — пункт пуска-приема разделителей; JI З1 . ЛЗ2 — линейные (береговые) задвижки;

Zi , Z 2 — геодезические отметки, 1, 2, 3, 4 — насосные агрегаты; 5 — задвижки Æ 150-200 мм, врезанные в МН; 6 — амбар для нефти; 7 — отсекающие (технологические) задвижки; 8 — обратный клапан

Рисунок 5.2 — Примерная схема вытеснения нефти водой с однониточного перехода, не имеющего КПП, и закачки нефти в ремонтируемый МН

МН — магистральный нефтепровод; КПП — камера пуска-приема разделителей; JI З1 . ЛЗ6 — линейные (береговые) задвижки; Z 1 , Z 2 — геодезические отметки; 1, 2, 3, 4 — насосные агрегаты; 5 — задвижки Æ 150-200 мм, врезанные в МН; 6 — отсекающие (технологические) задвижки; 7 — обратный клапан; 8 — пункты пуска-приема разделителя

Рисунок 5.3 — Примерная схема вытеснения нефти водой с основной нитки перехода с применением временной камеры пуска-приема разделителя

КПП — камера пуска-приема; ЛЗ1, ЛЗ2 — линейные (береговые) задвижки; 1, 2, 3, 4 — насосные агрегаты; 5 — задвижки Æ 150 мм, врезанные в МП; 6 — обратный клапан

Рисунок 5.4 — Схема вытеснения нефти водой и откачки её с резервной нитки, закачки нефти в основную нитку

5.7.28 Вытесненная нефть может быть закачена в резервную (основную) нитку перехода, в параллельный нефтепровод или в передвижные емкости. Примерная схема закачки воды, откачки и закачки нефти, приведена на рис. 5.2, 5.3, 5.4. В случае отсутствия резервной нитки на переходе или параллельного магистрального нефтепровода, вытесняемая нефть из поврежденного участка может быть закачена в нефтепровод за береговыми линейными задвижками или закачена во временный амбар.

5.7.29 Для закачки воды в ППМН и для откачки и закачки вытесненной нефти, могут быть использованы передвижные агрегаты ПНУ-1, ПНУ-1М или (ПНА-1, 2) или другими насосными агрегатами.

Заполнение ППМН водой и откачка из него нефти должны вестись с производительностью обеспечивающий скорость движения разделителя 0,75 ¸ 2 м/сек.

5.7.30 Время освобождения подводного трубопровода и скорость вытеснения нефти должны регулироваться выбором необходимого количества насосных агрегатов соответствующей производительности. Выбранные насосные агрегаты должны обеспечить возможность преодоления перепада высот по профилю перехода с учетом сил трения и местных сопротивлений. Для предупреждения воздействия на освобождаемый участок давлением, превышающим статическое, откачку нефти следует проводить с подключенными подпорными насосами, при этом количество откачиваемой нефти должно быть равно или больше количества закачиваемой воды на точке закачки.

5.7.31 Вытеснение нефти из нефтепровода подводного перехода при ликвидации аварии на участках суши между урезом и береговыми задвижками, проводятся с учетом местных условий и требований безопасности как при ликвидации аварий на трубопроводе линейной части.

5.7.32 Технология вытеснения нефти из поврежденного участка конкретного перехода магистрального нефтепровода должна быть разработана в составе плана ликвидации возможной аварии (ПЛА), на ППМН через крупные водные переходы — отработана на учениях.

5.7.33. Размещение наполнительных агрегатов, оборудования и технических средств для заполнения водой, откачки и закачки нефти, а также принимаемые меры безопасности должны соответствовать требованиям 11, 12 глав настоящих Правил, Правил пожарной безопасности при эксплуатации МН и другим нормативным документам.

Особенности локализации и сбора нефти на водных объектах в зимнее время при наличии ледового покрова

5.7.34 Локализация нефти и направление её в зону сбора в условиях наличия ледового покрова проводится с помощью установки боковых заграждений или созданием во льду направляющих ледовых прорезей.

5.7.35 Прорези располагаются под углом к течению реки в зависимости от скорости в соответствии с рекомендуемыми углами установки боковых заграждений. В конце направляющей прорези сооружается майна для размещения нефтесборщика и вспомогательного оборудования.

5.7.36 Ширина прорези выбирается с учетом всплытия нефтяных частиц в зависимости от скорости течения и толщины льда. В соответствии с отечественным и зарубежным опытом рекомендуемая ширина прорези составляет 1-3 м.

5.7.37 Для сооружения майн и прорезей на ледовом покрове рекомендуется использовать ледорезные механизмы и машины.

5.7.38 Ледорезные работы при глубине воды подо льдом более 0,5 м допускается выполнять после определения приведенной толщины ледяного покрова, способного выдержать нагрузку работающей ледорезной техники.

5.7.39 Наименьшая допустимая толщина ледяного покрова для выполнения всех работ, установки оборудования, размещения материалов и движения транспортных средств определяется из опыта проведения работ и обеспечения безопасности. Возможность проведения работ должна решаться руководителем работ по ликвидации аварии с учетом предыдущего опыта и знания местных условий конкретного водоема в районе аварии (температура воздуха, продолжительность ледостава, нарастание льда по времени, структура льда и характер ледяного поля, химический состав воды, наличие трещин, воды и снега на поверхности льда) и времени нахождения на льду.

Рекомендуется определять допустимую толщину льда расчетным путем в соответствии с ВСН 010-88.

Определяется приведенная толщина h пр ледового покрова, которая учитывает фактическую структуру и прочность отдельных слоев льда

где h п — замеренная толщина нижнего прозрачного слоя льда, м;

h м — замеренная толщина мутного слоя льда, м;

к1 коэффициент, зависящий от структуры льда. При раковистой структуре к1 = 1, при игольчатой к1 = 0,66;

к2 коэффициент, зависящий от температуры. При температуре воздуха ниже 0 °С к2 = 1, при температуре выше 0 °С к2 = 0,8.

Определяется расчетная толщина льда, необходимая для размещения груза на сплошном ледяном покрове (при отсутствии вблизи груза майны):

h р = 8 × , (5.4)

где h р — расчетная толщина прозрачного льда кристаллической структуры, м;

п — запас прочности, п = 2;

Р — масса груза, установленного на лед, т;

s р — временное сопротивление льда на растяжение, т/м 2 (среднее значение 140 т/м 2 );

В1 и В2 — линейные размеры площади опоры груза, м;

к — температурный коэффициент, учитывающий среднесуточную температуру воздуха за последние трое суток, принимаемый по таблице 5.3.

Таблица 5.3 — Зависимость коэффициента прочности льда от температуры воздуха

Другие публикации:

  • Как начислить пособие по уходу за ребенком от 15 до 3 лет Пособие по уходу за ребенком до 3 лет в 2019 году Когда женщина уходит в отпуск по уходу за ребенком, ей полагается пособие. До полутора лет пособие выплачивается за счет ФСС. Помимо этого работнице положено пособие за счет работодателя. Оно выплачивается в […]
  • Продлят ли пособие по уходу за ребенком до 3 лет в 2019 Пособие по уходу за ребенком до 3 лет - размер, порядок получения Многие молодые семьи сталкиваются с финансовыми трудностями после появления в семье ребёнка, ведь затраты на содержание увеличиваются в десятки раз, поэтому государство оказывает посильную […]
  • Приказ 118 мвд россии Приказ МВД РФ от 12 апреля 1994 г. N 118 "Об утверждении Инструкции о порядке контрольного отстрела огнестрельного оружия с нарезным стволом" (с изменениями и дополнениями) (утратил силу) Приказ МВД РФ от 12 апреля 1994 г. N 118"Об утверждении Инструкции о […]
  • Приказ 407 1994 МИНИСТЕРСТВО ВНУТРЕННИХ ДЕЛ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРИКАЗ от 7 декабря 1994 г. N 407 ОБ ОБЕСПЕЧЕНИИ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫМИ ПРОДУКТАМИ ПИТАНИЯ ЛИЧНОГО СОСТАВА СВОДНОЙ ОПЕРАТИВНОЙ ГРУППИРОВКИ МВД РОССИИ В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации […]
  • Нотариус режим работы белгород Белгородская областная нотариальная Палата ул. Костюкова, д. 34 тел. (4722) 555-272 Белгородская областная нотариальная Палата Здравствуйте, уважаемые посетители нашего сайта! Некоммерческая организация Белгородскаяобластная нотариальная Палата - это […]
  • Треглазова адвокат Адвокат Треглазова Лариса Петровна Статус: Действующий; Реестровый номер: 61/1293; Номер удостоверения: 1676; Государство: Российская Федерация; Федеральный округ: Южный федеральный округ; Субъект Российской Федерации: Ростовская область; Адвокат: Треглазова […]

Вам также может понравиться