Об утверждении Правил эксплуатации магистральных нефтепроводов

Постановление Правительства Республики Казахстан от 4 декабря 2012 года № 1542. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 3 апреля 2015 года № 196

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 03.04.2015 № 196 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

ПРЕСС-РЕЛИЗ

В соответствии с подпунктом 4) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 22 июня 2012 года «О магистральном трубопроводе» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемые Правила эксплуатации магистральных нефтепроводов.
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после первого официального опубликования.

Премьер-Министр
Республики Казахстан С. Ахметов

Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 4 декабря 2012 года № 1542

Правила эксплуатации магистральных нефтепроводов

1. Общие положения

1. Настоящие Правила эксплуатации магистральных нефтепроводов
разработаны в соответствии с Законом Республики Казахстан 22 июня
2012 года «О магистральном трубопроводе» и устанавливают порядок
эксплуатации магистральных нефтепроводов собственниками действующих,
находящихся на консервации и ликвидируемых магистральных нефтепроводов и их объектов, а также операторами, не являющимися собственниками, физическими и юридическими лицами, осуществляющими работы на объектах магистральных нефтепроводов.
2. В настоящих Правилах используется следующие основные понятия:
1) авария — разрушение зданий, сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ;
2) автоматизированная система - система, состоящая из персонала и комплекса средств автоматизации его деятельности, реализующая информационную технологию выполнения установленных функций контроля и управления;
3) текущий ремонт (оборудования) - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений, состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей;
4) подразделение - нефтепроводное управление; центральная база производственного обслуживания; головная нефтеперекачивающая станция; нефтеперекачивающая станция; опорный аварийно-восстановительный пункт; аварийно-восстановительный пункт; наладочная лаборатория и другие службы, необходимые для обеспечения транспортировки нефти и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов;
5) диспетчерская связь (канал) - избирательная и групповая громкоговорящая связь, предоставляемая оперативно-техническому персоналу, организующему транспортировку нефти;
6) оперативно-диспетчерское управление — централизованное управление технологическими режимами эксплуатации магистрального нефтепровода для транспортировки нефти;
7) ремонт — комплекс мероприятий (операций) по восстановлению исправности или работоспособности полного или частичного эксплуатационного ресурса линейной части магистрального нефтепровода и (или) его объектов;
8) ремонт (оборудования) - комплекс операций по восстановлению исправности, работоспособности, ресурса оборудования и сооружений магистрального нефтепровода;
9) капитальный ремонт (оборудования) - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования и сооружений с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые;
10) внутритрубная диагностика - комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах нефтепровода с использованием внутритрубных диагностических снарядов;
11) внутритрубный диагностический снаряд (дефектоскоп) - устройство, перемещаемое внутри трубы потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах стенки нефтепровода и сварных швов;
12) оператор - собственник магистрального нефтепровода или
юридическое лицо, владеющее магистральным нефтепроводом на ином
законном основании, осуществляющие транспортировку нефти по
магистральному нефтепроводу и (или) его эксплуатацию, либо уполномоченная ими организация, оказывающая операторские услуги;
13) производственно-технологическая связь — связь, предоставляемая по ведомственной сети связи для управления внутрипроизводственной деятельностью и технологическими процессами при эксплуатации магистральных нефтепроводов;
14) резервуарный парк - комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти;
15) магистральный нефтепровод — единый производственно-технологический комплекс, состоящий из линейной части и объектов, обеспечивающих безопасную транспортировку нефти, соответствующий требованиям технических регламентов и национальных стандартов;
16) линейная часть магистрального нефтепровода - подземные, подводные, наземные, надземные нефтепроводы, по которым осуществляется непосредственная транспортировка нефти;
17) ликвидация магистрального нефтепровода - комплекс мероприятий по демонтажу и (или) перепрофилированию магистрального нефтепровода и приведению окружающей среды в состояние, безопасное для жизни и здоровья человека и пригодное для дальнейшего использования;
18) консервация магистрального нефтепровода - комплекс мероприятий по обеспечению сохранности магистрального нефтепровода в исправном техническом состоянии при выводе его из эксплуатации;
19) нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода - комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу;
20) пункт подогрева нефти магистрального нефтепровода - комплекс сооружений и оборудования, обеспечивающий подогрев нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу;
21) объект магистрального нефтепровода — технологический комплекс (часть магистрального нефтепровода), включающий нефтепроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию;
22) эксплуатация магистрального нефтепровода - деятельность, необходимая для непрерывного, надлежащего и эффективного функционирования магистрального нефтепровода, включающая в том числе техническое обслуживание, ремонт, техническое диагностирование и оперативно-диспетчерское управление;
23) надежность магистральных нефтепроводов - свойство магистральных нефтепроводов выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования, технического обслуживания, ремонта, хранения и транспортировки;
24) техническая диагностика - область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объекта;
25) техническое диагностирование — комплекс работ и организационно-технических мероприятий для определения технического состояния магистрального нефтепровода;
26) техническое состояние - состояние оборудования и сооружений, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями его параметров, установленных технической документацией на объект;
27) контроль технического состояния - проверка соответствия значений параметров оборудования и сооружений требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени (виды технического состояния: исправное, неисправное, работоспособное, неработоспособное);
28) ремонт по техническому состоянию (оборудования) - ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативной документацией, а объем работ и начало ремонта определяются техническим состоянием оборудования и сооружений;
29) техническое обслуживание - контроль за техническим состоянием, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности объектов магистрального нефтепровода;
30) контроль технологического процесса - проверка соответствия характеристик, режимов и других показателей технологического процесса установленным требованиям (нормативам).

2. Порядок эксплуатации магистральных нефтепроводов

1. Техническое обслуживание, ремонт и диагностирование
магистрального нефтепровода

3. Организацию работ по эксплуатации магистральных нефтепроводов осуществляет его собственник.
4. Эксплуатация магистральных нефтепроводов не допускается до
приемки в установленном законодательством порядке магистральных
нефтепроводов в комплексе со всеми сооружениями и иными объектами,
предусмотренными проектной документацией.
5. Для обеспечения транспортировки нефти и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов создаются следующие производственные подразделения: нефтепроводные управления, линейные производственно-диспетчерские станции, нефтеперекачивающие станции, опорные аварийно-восстановительные пункты, аварийно-восстановительные пункты, аналитические лаборатории и другие службы, задачами которых являются:
1) приемка нефти и транспортировка ее по магистральным
нефтепроводам на основании договоров на предоставление услуг по
транспортировке нефти, заключаемых в порядке, установленном
законодательством Республики Казахстан;
2) учет количества и контроль качества партии нефти, принятой в магистральные нефтепроводы и сдаваемой в конечном пункте транспортировки;
3) обеспечение надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов или его объектов путем проведения периодических диагностических обследований и организация системы технического обслуживания и ремонта сооружений и технологического оборудования магистральных нефтепроводов;
4) предупреждение аварийных ситуаций, ликвидация возможных аварий и их последствий;
5) ликвидация магистральных нефтепроводов или его объектов при
списании.
6. Система организации технического обслуживания и ремонта
магистральных нефтепроводов или его объектов может быть централизованной, пообъектной, смешанной.
7. Проектная и исполнительная документация на строительство магистральных нефтепроводов, акты испытаний, рабочая документация на техническое обслуживание, а также материалы расследования аварий и инцидентов хранятся у собственника магистральных нефтепроводов на протяжении всего срока его эксплуатации.
8. Нормативно-техническая и нормативная документация, относящаяся к эксплуатации магистральных нефтепроводов или его объектов, хранится непосредственно в производственных подразделениях.
9. На эксплуатируемые объекты и сооружения магистральных нефтепроводов составляются технические паспорта, которые ведутся на линейную часть магистральных нефтепроводов нефтеперекачивающих станций, наливные пункты, пункты подогрева нефти; внутриобъектные сооружения (резервуары, сосуды под давлением, котлы и т.д.). Места хранения технических паспортов на оборудование и сооружения объектов магистральных нефтепроводов, проектной и исполнительной документации, порядок пользования устанавливаются национальным оператором либо юридическим лицом - собственником магистрального нефтепровода (оператором).
10. В целях бесперебойной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов собственником, оператором, не являющимся собственником, а также физическими и юридическими лицами, осуществляющими работы на объектах магистральных нефтепроводов, на нефтепроводе устанавливаются средства измерения давления и температуры:
1) с обеих сторон каждой линейной задвижки;
2) на обоих концах каждой нитки перехода через водную преграду до и после береговых задвижек;
3) на конечном пункте перегона между нефтеперекачивающей станцией у задвижки приемного нефтепровода;
4) на обеих сторонах узлов пуска и приема, а также пропуска средств очистки и диагностики;
5) до и после узлов подключения нефтепровода к пункту подогрева нефти, станции подогрева нефти;
6) в наиболее характерных точках продольного профиля нефтепровода.
Нефтепровод и узлы пуска и приема очистных устройств оборудуются сигнализаторами прохождения средств очистки и диагностики.
11. Размещение линейной запорной арматуры на нефтепроводе определяется проектом на строительство (реконструкцию, расширение, техническое перевооружение, модернизацию, капитальный ремонт) нефтепровода, и при этом учитывается профиль трассы с целью сведения потерь нефти при авариях и повреждениях до минимума.
12. К запорной арматуре, узлам пуска и приема очистных и диагностических устройств обеспечивается легкий доступ для обслуживания персоналом, и они защищаются от повреждения и управления посторонними лицами.
13. Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводе, содержится в исправном состоянии, укомплектовывается и нумеруется в соответствии с технологическими схемами, указателями положения затвора, надписями и стрелками, обозначающими направление открытия и закрытия.
14. Площадки расположения линейной запорной арматуры планируются, защищаются от затопления поверхностными и грунтовыми водами, ограждаются. К площадкам предусматривается подъездной путь для транспортных средств.
15. К узлам управления запорной арматуры обеспечивается беспрепятственный доступ для обслуживающего персонала.
Операции по открыванию и закрыванию запорной арматуры проводятся только по распоряжению диспетчера.
16. В местах подключения промежуточных нефтеперекачивающих
станций к нефтепроводу монтируются узлы пропуска очистных и
диагностических устройств или раздельные и совмещенные узлы пуска и
приема очистных и диагностических устройств. На конечном участке
нефтепровода, а также конечных участках, подводящих к
нефтеперекачивающим станциям нефтепроводов, монтируются узлы приема
очистных и диагностических устройств.
Конструкция узлов проектируется при условии использования всех типов очистных устройств и внутритрубных диагностических снарядов отечественного и зарубежного производства, применяемых на нефтепроводах.
17. Устойчивость и прочность конструкции узлов от температурного воздействия «горячей» нефти обеспечиваются:
1) совмещенных узлов - за счет рамочной обвязки конструкции узлов, защемления грунтом и установки «якоря» нефтепровода к «мертвой» опоре, установленной вблизи узла;
2) раздельных узлов - за счет защемления грунтом и установки «якоря» нефтепровода к «мертвой» опоре, установленной вблизи узла, минимизации габаритов наземной части узла, компенсирующей формой нефтепровода обвязки камер, краткосрочным воздействием «горячей» нефти на пусковую камеру.
18. В целях обеспечения транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам используются головные нефтеперекачивающие станции, представляющие комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.
19. В состав технологических сооружений головных нефтеперекачивающих станций входят: резервуарный парк, подпорная насосная станция, узел учета нефти, магистральная насосная станция, узел регулирования давления или частотно-регулируемый электропривод на подпорных и магистральных насосных агрегатах, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, технологические нефтепроводы, системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханической системы автоматизации, связи, система электрохимической защиты, печи подогрева нефти, узлы учета, производственно-бытовые здания и сооружения. В состав технологических сооружений промежуточной нефтеперекачивающей станции без резервуарного парка входят: магистральная насосная станция, фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления, а также технологические нефтепроводы.
20. На нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком предусматривается установка узлов с предохранительными клапанами прямого действия и автоматически открывающаяся задвижка для защиты технологических нефтепроводов резервуарного парка, а также технологических нефтепроводов и оборудования, установленного между подпорной и магистральной насосными от избыточного давления.
21. Сброс нефти от предохранительных устройств осуществляется по отдельному нефтепроводу в резервуарный парк.
22. Надежность, безопасность и эффективность эксплуатации оборудования и систем нефтеперекачивающих станций обеспечиваются стабильным режимом их работы; поддержанием оборудования и коммуникаций в исправном состоянии; постоянным (или периодическим) контролем технического состояния оборудования; модернизацией или заменой морально и физически устаревшего оборудования; предупреждением отказов.
23. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с требованиями технологических регламентов, инструкций по эксплуатации, разработанными на основании рекомендаций изготовителей.
24. В целях предупреждения парафинизации труб, а также потери энергии, связанной с перекачкой нефти по нефтепроводам, используются пункты подогрева нефти.
Пункты подогрева нефти могут быть в составе нефтеперекачивающих станций или самостоятельными объектами магистральных нефтепроводов. Пункты подогрева нефти предназначены для подогрева нефти, перекачиваемой по магистральным нефтепроводам, с целью изменения реологических свойств нефти (нефтесмеси).
25. Состав объектов пунктов подогрева нефти и технические характеристики сооружений и оборудования определяются проектом.
26. Температура подогрева нефти и запас необходимого количества нефти в резервуарах на пунктах подогрева нефти обеспечивают компенсацию потерь тепла перекачиваемой нефти с условием сохранения ее текучести до следующего пункта подогрева нефти при минимальных температурах окружающей среды, а также возможность пуска участка нефтепровода после плановой остановки.
27. В целях непрерывного, надлежащего и эффективного функционирования магистральных нефтепроводов при транспортировке застывающей нефти применяются противотурбулентные присадки, увеличивающие пропускную способность нефтепровода при заданном ресурсе (перепаде) давления на лимитирующих участках.
28. Для снижения температуры застывания нефти и улучшения ее реологических свойств используются депрессорные присадки.
Критерием оценки эффективности депрессорных присадок является снижение температуры застывания, парафиноотложений, вязкости и предельного напряжения сдвига.
29. Количество вводимой присадки определяется на основании реологических исследований, выполненных в лабораторных условиях, а также по результатам опробования в промышленных условиях и указывается в технологической карте нефтеперекачивающих станций.
30. Ввод присадки в нефтепровод осуществляется дозировочными насосами.
Территория расположения дозирующей установки и емкостей для хранения присадок ограждается и снабжается предупреждающим знаком.
31. Депрессорные присадки вводятся в высокозастывающую нефть, температура которой на 5-10 ^оС выше температуры плавления входящих в нее парафинов.
32. Режим перекачки нефти обеспечивается равномерным перемешиванием присадки и нефти.
33. Контроль концентрации присадки в нефти осуществляется по пробам, отобранным из нефтепровода.
34. В целях обеспечения равномерной загрузкой магистральных нефтепроводов, компенсации пиковых и сезонных неравномерностей потребления нефти, накопления запасов аварийного и стратегического резерва, для технологических операций по смешению, подогреву и доведению продуктов до определенной кондиции используются резервуарные парки.
35. Технологическое оборудование резервуарного парка включает в свой состав:
1) резервуары, оборудованные предохранительными, дыхательными клапанами (вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей); вентиляционными патрубками (вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей и понтоном, вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей); огневыми предохранителями; приемораздаточными патрубками и их компенсирующими системами; хлопушками; пробоотборниками; водоспуском с плавающими крышами (вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей); сифонными кранами; системой размыва осадка; люками; уровнемерами; приборами контроля, сигнализации, защиты;
2) устройства для обнаружения возгорания на объектах резервуарного парка и оборудование для тушения пожаров;
3) нефтепроводы обвязки резервуаров;
4) задвижки, перекрывающие доступ нефти в резервуар и из резервуара;
5) устройства энергоснабжения, вспомогательные и другие устройства, установленные в данном резервуарном парке и используемые для реализации технологических процессов.
36. Техническое обслуживание объектов линейной части магистральных нефтепроводов заключается в выполнении комплекса профилактических работ по поддержанию объектов линейной части в работоспособном и исправном состоянии, включающего:
1) техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов;
2) очистку внутренней полости нефтепроводов.
Техническое обслуживание оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов является плановым профилактическим (предупредительным) мероприятием и включает в себя осмотр всех ее составляющих, регулировку, чистку и смазку отдельных узлов оборудования и сооружений, а также устранение мелких неисправностей, обнаруженных в процессе осмотра.
37. Периодичность осмотров определяется на основании разработанных планов в зависимости от объема работ, сложности рельефа трассы нефтепровода, времени года и технического состояния сооружений и оборудования линейной части.
Работы по текущему ремонту оборудования и сооружений линейной части производятся регулярно в течение года по планам-графикам, составленным соответствующими службами нефтепроводных управлений.
38. С целью восстановления пропускной способности нефтепровода и предупреждения накапливания на стенках отложений, а также подготовки участка нефтепровода к внутритрубному обследованию проводится очистка полости магистральных нефтепроводов пропуском очистных устройств.
39. С учетом планов перекачки, проведения внутритрубных инспекций и свойств нефти составляются и утверждаются годовые планы работ по очистке нефтепроводов.
40. Испытания на прочность и герметичность являются средством подтверждения работоспособности эксплуатируемого нефтепровода или его участков и также проводятся в следующих случаях:
1) если они не могут быть подвергнуты внутритрубной диагностике;
2) перед вводом в работу нефтепроводов, которые были выведены из эксплуатации на срок 3 года и более без освобождения от нефти;
3) перед вводом в работу нефтепроводов, которые были выведены из эксплуатации на срок 1 год и более с освобождением от нефти.
41. На каждом аварийно-восстановительном пункте ведется журнал учета работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту участка
нефтепровода, закрепленного за аварийно-восстановительным пунктом.
42. Службы, эксплуатирующие линейную часть магистральных нефтепроводов, разрабатывают и используют следующую техническую документацию:
1) копии правоустанавливающих и идентификационных документов на земельные участки, необходимые для размещения и эксплуатации линейной части нефтепровода, домов линейных обходчиков и других зданий и (или) сооружений;
2) планы, профили трассы обслуживания;
3) планы ликвидации возможных аварий;
4) схемы обслуживаемого участка магистральных нефтепроводов с ситуационным планом местности (переходы через реки и овраги, вдольтрассовые дороги и надземные коммуникации, автомобильные и железные дороги, места хранения аварийного запаса труб, места расположения объектов и средств электрохимической защиты, коммуникации технического коридора, близлежащие населенные пункты);
5) технические паспорта на нефтепровод, подводные и воздушные переходы;
6) паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;
7) паспорта и инструкции производителя на специальную и аварийную технику;
8) материалы топографической съемки трассы нефтепровода;
9) графики планово-предупредительного ремонта;
10) должностные инструкции и инструкции по профессиям для обслуживающего персонала;
11) договор (или инструкцию) на обслуживание объектов технического коридора;
12) техническую документацию по эксплуатации магистральных нефтепроводов.
43. Все изменения по результатам произведенного технического обслуживания магистральных нефтепроводов вносятся в технологическую схему и доводятся до сведения обслуживающего персонала.
44. Сроки и периодичность технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, систем и устройств магистральных нефтепроводов устанавливаются в зависимости от технического состояния и соответствии с требованиями инструкций завода изготовителя по эксплуатации технологического оборудования.
45. Диагностирование линейной части и объектов магистральных нефтепроводов проводится для обеспечения безопасности, поддержания надежности, предупреждения отказов, определения фактического технического состояния, определения возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, определения количества и типов дефектов, их точной локализации и выбора наиболее эффективных методов ремонта для обеспечения безопасной эксплуатации, расчета допустимого рабочего давления, определения возможности продления срока службы линейной части и объектов магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации.
46. Диагностирование линейной части и объектов магистральных
нефтепроводов осуществляется при наличии диагностической аппаратуры
аттестованными организациями, а также специалистами, имеющими
удостоверение, подтверждающее прохождение профессиональной подготовки, переподготовки, повышение квалификации работников опасных
производственных объектов по вопросам промышленной безопасности в
соответствии с Законом Республики Казахстан от 3 апреля 2002 года
«О промышленной безопасности на опасных производственных объектах».
47. Для средств измерений, применяемых при диагностике, применяются следующие мероприятия:
1) средства диагностики поверяются и вносятся в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан;
2) средства диагностики градуируются (иметь шкалу, отображение измерительной информации и т.п.) в единицах измерений международной системы единиц «SI» или единицах измерений, не входящих в систему «SI», но допущенных к применению на территории Республики Казахстан решением уполномоченного органа, осуществляющего государственное регулирование в области технического регулирования;
3) укомплектовываются сертификатами об утверждении типа или метрологической аттестации, действующими свидетельствами о поверке, методикой поверки, комплектом документации, предусмотренной заводом-изготовителем, эксплуатационной документацией на государственном и русском языках.
48. Диагностирование линейной части магистральных нефтепроводов включает:
1) внутритрубную диагностику нефтепровода;
2) внешнее дефектоскопическое обследование участков нефтепровода с применением методов неразрушающего контроля;
3) оценку состояния изоляционных покрытий и эффективности работы средств электрохимической защиты.
49. Диагностика проводится на плановой основе с учетом норм периодичности.
На основании результатов диагностирования планируются первоочередные мероприятия по предотвращению разрушения нефтепроводов, а также сроки и объемы работ по ремонту линейной части и объектов магистральных нефтепроводов.
50. При диагностировании оборудования нефтеперекачивающих станций с целью обеспечения его надежности и безопасности ставятся следующие задачи:
1) определение технического состояния оборудования, в том числе обнаружение и классификация дефектов (отказов), прогноз их развития;
2) определение остаточного ресурса и продление срока службы оборудования;
3) определение сроков и объемов ремонта, необходимости замены или модернизации оборудования.
51. Номенклатура оборудования, подлежащего диагностированию,
определяется соответствующим подразделением.
При проектировании новых и реконструкции существующих нефтеперекачивающих станций предусматриваются автоматизированные системы диагностического контроля основного и вспомогательного оборудования.
52. Определение фактического технического состояния оборудования производится на основе проверки соответствия и сравнения текущих значений его параметров с допустимыми и базовыми значениями.
Допустимые значения параметров, необходимых для оценки технического состояния оборудования, а также периодичность проведения планового контроля, назначаемая с учетом фактических показателей надежности, количества пусков и результатов, выполненных ранее диагностических и ремонтных работ, определяются в соответствии с технической документацией.
Базовые значения контролируемых параметров определяются с началом ведения работ по диагностике, после ввода нового или отремонтированного оборудования в эксплуатацию, а также замены узла или детали, которая вызвала изменение контролируемых параметров.
53. В рамках диагностирования оборудования нефтеперекачивающих станций проводится оперативное, плановое и внеплановое диагностирование технического состояния.
Оперативное (непрерывное) диагностирование - контроль технического состояния, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит постоянно.
В объем оперативного диагностирования входят также технические осмотры объектов нефтеперекачивающих станций, которые проводятся согласно графику.
Плановое (периодическое) диагностирование - контроль фактического технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций по параметрам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его работоспособности.
Внеплановое диагностирование — контроль технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций, проводимый в случае резкого изменения значений постоянно контролируемых параметров, а также, если по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта.
54. Источником информации, необходимой для проведения диагностирования и анализа причин изменения технического состояния оборудования, являются следующие базы данных: эксплуатационных параметров; отказов и наработок; планов и результатов проведения диагностирования и ремонтов.
55. По результатам технического диагностирования выдается заключение о техническом состоянии оборудования.
56. Параметры, используемые при оценке технического состояния, а также результаты диагностирования и прогнозирования ресурса сохраняются в базе данных автоматизированной системы контроля и управления магистральных нефтепроводов на протяжении всего времени эксплуатации однотипного оборудования.
57. Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при диагностировании по параметрическим и виброакустическим критериям.
58. Параметрическое диагностирование магистральных и подпорных насосных агрегатов обеспечивает обязательную оценку их технического состояния по следующим контролируемым параметрам: напору; потребляемой мощности и коэффициенту полезного действия насоса; давлению; температурам масла, сердечника статора, обмоток ротора и статора, подшипников, охлаждающей среды.
59. На основе параметрического диагностирования определяются причины, вызывающие ухудшение данных параметров, разработка и реализация мероприятий по улучшению и восстановлению напорной и энергетической характеристик насоса, определяются тенденции их изменения по мере наработки.
60. Вибродиагностический контроль и оценка общего технического состояния насосного агрегата проводятся по следующим критериям:
1) по допустимому уровню вибрации;
2) по скорости изменения вибрации относительно базовой характеристики;
3) по спектральным характеристикам.
61. Оценка работоспособности насосного агрегата по параметрам вибрации выполняется по результатам оперативного, планового и внепланового вибрационного контроля.
62. При оперативном контроле выполняется постоянное слежение за уровнем вибрации насосного агрегата в данный момент времени и динамике с возможностью ручной, автоматизированной или смешанной регистрации информации о величине вибрации.
63. При плановом вибродиагностическом контроле оценивается фактическое техническое состояние насосного агрегата, составляется прогноз его работоспособности с определением времени до ремонта или следующего вибродиагностического контроля, уточняются объем и вид ремонта, качество ремонта.
64. Внеплановый вибродиагностический контроль вспомогательных насосов проводится в случае появления посторонних шумов, выявляемых во время обхода.
65. Валы насосных агрегатов подвергаются входному и плановому дефектоскопическому контролю с учетом наработки и количества пусков в соответствии с нормативной документацией.
66. Методы и средства, применяемые для оценки технического состояния запорной арматуры, обеспечивают:
1) контроль внешней и внутренней герметичности;
2) выявление дефектов в материале корпуса, сварных швах, уплотнении штока;
3) контроль работоспособности редуктора, электропривода, аппаратуры пуска и остановки, концевых и моментных выключателей.
67. Для определения фактического технического состояния
технологических нефтепроводов производятся ревизия, испытания (в рамках планового контроля).
68. Оборудование нефтеперекачивающих станций, отработавшее назначенный срок службы (назначенный ресурс), подлежит техническому освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации или списания.
69. Объем и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования нефтеперекачивающих станций в течение дополнительного срока службы устанавливаются по результатам технического освидетельствования.
70. Диагностирование резервуаров проводится в соответствии с техническими документами завода-изготовителя.
71. Частичное диагностирование проводится без вывода резервуаров из эксплуатации, полное - после вывода резервуаров из эксплуатации, их опорожнения, очистки и дегазации.
72. На основании диагностирования резервуаров составляется с учетом возможности обеспечения надежной эксплуатации резервуарного парка график ремонта (в том числе капитального) резервуаров.
73. Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара проводится на основании рассмотрения результатов полного диагностирования, условий эксплуатации с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.
74. Основанием при решении вопроса о полной отбраковке резервуара является неудовлетворительное качество металла, как по механическим свойствам, так и по химическому составу.
75. Оценка технического состояния и необходимость ремонта линейной части нефтепровода, выбор вида и способа ремонта производятся на основе анализа:
1) данных внутритрубной диагностики;
2) данных об изменении защитного потенциала нефтепровода за период эксплуатации;
3) данных дефектоскопии изоляционного покрытия;
4) прогноза технического состояния и рекомендаций по дальнейшей эксплуатации обследованных участков, полученных от специализированных организаций, проводивших диагностирование;
5) сведений о ранее выявленных дефектах;
6) параметра потока отказов нефтепровода;
7) технических данных нефтепровода и их соответствия проектным показателям;
8) фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода.
76. По результатам анализа и обработки полученной информации проводятся:
1) уточнение местоположения дефектного участка нефтепровода;
2) определение ремонтопригодности обследованного участка;
3) планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения нефтепровода;
4) выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности нефтепровода с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.
77. Оценка технического состояния объектов нефтеперекачивающих станций (резервуаров, технологических нефтепроводов) проводится на основе анализа результатов комплексного диагностирования.
78. Ремонтные работы на линейной части магистральных нефтепроводов включают:
1) текущий ремонт (вантузов, задвижек, воздушных переходов, узлов пуска и приема средств очистки и диагностики, средств электрохимической защиты и т.п.);
2) капитальный ремонт (с заменой труб, с заменой изоляционного покрытия, выборочный ремонт);
3) аварийно-восстановительный ремонт.
79. Для оборудования нефтеперекачивающих станций предусматриваются:
1) технический осмотр;
2) ремонт, выполняемый по фактическому техническому состоянию (текущий, капитальный) или плановый при выборе системы планово-предупредительного ремонта;
3) внеплановый (аварийно-восстановительный) ремонт;
4) регламентные работы.
80. Планирование работ по ремонту нефтепровода проводится в зависимости от предельного срока эксплуатации дефектов, информация о которых представлена в техническом отчете внутритрубной диагностики, с учетом заключения о техническом состоянии сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов.
81. Производство основных ремонтных работ начинается после выполнения организационных и подготовительных мероприятий, приемки подрядчиком трассы участка нефтепровода под ремонт и письменного разрешения уполномоченных лиц собственника (оператора) на производство работ.
82. Текущий ремонт линейной части выполняется совместно с техническим обслуживанием нефтепровода по утвержденному графику.
83. В планы-графики текущего ремонта в течение календарного года вносятся дополнения по результатам выполненных осмотров, обследований, испытаний.
Сокращение объемов работ, предусмотренных утвержденным планом текущего ремонта, допускается только по согласованию с собственником магистрального нефтепровода (оператором).
84. Капитальный ремонт нефтепровода по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды:
1) с заменой труб, включающий полную замену дефектного участка нефтепровода новым;
2) с заменой изоляционного покрытия, включающий полную замену изоляционного покрытия с восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки нефтепровода;
3) выборочный ремонт, включающий ремонт участков нефтепроводов с опасными и потенциально опасными дефектами стенки, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами, а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями и участками, примыкающими к узлам линейной арматуры).
85. Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от:
1) технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;
2) плотностей распределения дефектов по длине нефтепровода;
3) состояния изоляционного покрытия.
86. Капитальный, а также выборочный капитальный ремонт магистральных нефтепроводов выполняется в соответствии с проектом, разработанным проектной организацией, имеющей лицензию, и проектом производства работ, разработанным организацией, выполняющей ремонт.
87. Каждый ремонт отражается в паспорте нефтепровода.
88. Перед началом ремонтных работ заказчик и подрядчик ставят в известность владельцев сооружений технического коридора о начале и сроках проведения работ по капитальному ремонту.
89. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима и приемкой выполненных работ назначается ответственное лицо из числа специалистов технических служб. Для этих целей также могут быть привлечены специализированные организации.
90. Текущий ремонт запорной арматуры и механического оборудования линейных сооружений нефтепровода выполняется подразделениями аварийно-восстановительной службы, капитальный ремонт - специализированными организациями.
91. Ремонт электротехнических установок, оборудования и устройств электрохимической защиты, телемеханических систем автоматизации линейной части магистральных нефтепроводов выполняется специализированными службами.
92. Вывод магистральных нефтепроводов из эксплуатации осуществляется в целях ремонта, консервации или ликвидации магистральных нефтепроводов. При выводе из эксплуатации магистральный нефтепровод переводится в безопасное состояние.
93. При выводе объекта магистрального нефтепровода из эксплуатации с целью исключения его из перечня опасных производств (перевод в безопасное состояние) проводится ряд технологических мероприятий по опорожнению нефтепроводов, оборудования и емкостей от нефти, ликвидации складов горюче-смазочных материалов, снижению (отключению) энергопотребления (энергоснабжения) и изменению условий функционирования других систем нефтеперекачивающих станций (головных нефтеперекачивающих станций) в зависимости от конечных целей принятого решения.
94. Перевод нефтеперекачивающей станции (головной нефтеперекачивающей станции) в безопасное состояние может предшествовать консервации оборудования или ликвидации объекта.
95. Для сохранения исправности и работоспособности оборудования объектов, временно выведенных из эксплуатации, проводится комплекс мероприятий (консервация) и организуется техническое обслуживание недействующего объекта.
96. Консервации подлежит исправное оборудование, прошедшее предварительное освидетельствование, техническое диагностирование, дефектоскопию с целью определения остаточного ресурса и целесообразности консервации.
97. Для расконсервации объектов (оборудования) и ввода их в действие составляется рабочая программа с указанием перечня работ, порядка и сроков их выполнения.
98. При вводе оборудования объектов магистральных нефтепроводов в эксплуатацию после расконсервации проводятся ревизия, проверка, обкатка, испытание и приемка в эксплуатацию в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.
99. Период подконтрольной эксплуатации объекта магистрального
нефтепровода после расконсервации устанавливается проектной
документацией.
100. Для выполнения работ по демонтажу объектов и оборудования разрабатывается проектная документация на демонтаж.
101. Согласование, утверждение, экспертиза проектной документации на вывод объектов магистральных нефтепроводов из эксплуатации, контроль за производством работ осуществляются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

2. Оперативно-диспетчерское управление магистральными
нефтепроводами

102. Оперативно-диспетчерское управление магистральными
нефтепроводами обеспечивает круглосуточное и непрерывное поддержание
заданных режимов функционирования магистральных нефтепроводов,
контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и нефтепровода при оптимальном количестве обслуживающего персонала.
103. Объектами автоматизации на магистральных нефтепроводах
являются:
1) головные нефтеперекачивающие станции с магистральными,
подпорными насосными, резервуарными парками;
2) промежуточные нефтеперекачивающие станции с магистральными
насосными;
3) станции/пункты подогрева нефти;
4) узел учета нефти/система измерения количества и качества нефти;
5) вспомогательные инженерные сооружения;
6) линейная часть магистральных нефтепроводов.
104. Система автоматизации линейной части магистральных
нефтепроводов предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления технологическим оборудованием линейной части магистральных нефтепроводов и измерения технологических параметров:
1) давления в рабочих и отключенных нефтепроводах;
2) величины защитного потенциала «труба-земля»;
3) величины тока и напряжения на выходе станций электрохимической защиты;
4) расхода нефти;
5) температуры нефти;
6) температуры нетронутого грунта;
7) регулирования выходного тока станции электрохимической защиты;
8) состояния охранной сигнализации пункта контроля и управления и колодцев отбора технологических параметров;
9) состояния и положения линейной запорной арматуры;
10) состояния средств электрохимзащиты;
11) сигнализации прохождения средств очистки и диагностики;
12) минимальной температуры в пункте контроля и управления;
13) наличия напряжения вдольтрассовой линии электропередачи;
14) сигнализации максимального уровня в емкости сбора утечек камеры приема-пуска средств очистки и диагностики;
15) сигнализации затопления колодцев отбора технологических параметров;
16) состояния автоматических пунктов секционирования воздушных или комбинированных, вдольтрассовых линий электропередачи (реклоузеры);
17) управления режимом работы средств электрохимической защиты.
105. Система автоматизации сливо-наливных эстакад предназначена для обеспечения автоматической защиты, контроля и управления технологическим процессом слива-налива и обеспечивает исполнение следующих функций:
1) контроля основных технологических параметров;
2) дистанционного управления работой технологического оборудования;
3) автоматического управления технологическим процессом по
технологическому регламенту.
106. Система автоматизации резервуарного парка предназначена для обеспечения исполнения функций автоматической защиты, контроля и
управления технологическим процессом и измерения технологических
параметров резервуарного парка:
1) измерения уровня в резервуарах;
2) измерения температуры нефти;
3) оперативного учета нефти;
4) дистанционного управления работой технологического оборудования;
5) дистанционного управления задвижками резервуарного парка и сигнализацию их положения;
6) автоматического управления оборудованием по технологическому регламенту;
7) аварийной сигнализации максимального уровня в резервуарах;
8) аварийной сигнализации при срабатывании защит.
107. Система автоматизации станции/пункта подогрева нефти
обеспечивает безаварийную эксплуатацию и требуемые режимы функционирования технологического оборудования путем осуществления:
1) контроля основных технологических параметров;
2) дистанционного управления работой технологического оборудования;
3) автоматического управления оборудованием по технологическому регламенту.
108. Основные назначения системы противоаварийной автоматической защиты:
1) предупреждение возникновения аварийных ситуаций;
2) автоматический перевод технологического процесса в безопасное состояние при возникновении аварийных ситуаций, в том числе отказов системы автоматизации или ошибочных действий персонала;
3) блокировка оборудования при сохранении активности аварийных сигналов.
Система противоаварийной автоматической защиты работает параллельно и независимо от автоматизированной системы управления технологическими процессами станции.
109. Пуск нефтепровода после плановых ремонтных работ или аварийных остановок производится диспетчером в режиме местного управления.
Вывод на заданный режим нефтепровода, оснащенного системой автоматизации, осуществляется непосредственно диспетчером, а при отсутствии на нефтепроводах системы автоматизации - оперативным персоналом местного диспетчерского пункта под руководством диспетчера в режиме местного управления.
110. Все плановые пуски, остановки, переключения, изменения режима на нефтепроводах производятся с разрешения диспетчера.
При возникновении аварийных ситуаций, связанных с остановкой нефтепровода, диспетчер действует согласно внутренней инструкции при возникновении аварийных ситуаций на объектах магистральных нефтепроводов.
111. Средства производственно-технологической связи служат для организации централизованного управления работой нефтепровода, являются технической базой для системы управления технологическими процессами нефтепровода.
112. Производственно-технологическая связь предусматривается в следующем объеме:
1) диспетчерская связь диспетчера главного диспетчерского управления с диспетчером территориального центрального диспетчерского пункта;
2) диспетчерская связь диспетчера центрального диспетчерского пункта с диспетчером нефтепроводного управления магистрального нефтепровода, операторами нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти, наливными станциями и другими подчиненными ему оперативными службами;
3) диспетчерская связь диспетчера нефтепроводного управления с операторами нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти, наливными станциями и другими подчиненными ему оперативными службами;
4) селекторная связь для связи совещаний;
5) видеоконференцсвязь для проведения совещаний;
6) селекторная связь для совещаний с нефтеперекачивающими станциями, пунктами подогрева нефти, наливными станциями и другими подчиненными им оперативными службами;
7) селекторная связь для связи диспетчера нефтепроводного управления с операторами нефтеперекачивающих станций, пунктов подогрева нефти наливных станций и другими подчиненными ему оперативными службами;
8) каналы связи для системы диспетчерского контроля и управления (SCADA) нефтепровода;
9) каналы связи для автоматизированной системы управления;
10) междугородная автоматическая оперативно-производственная телефонная связь;
11) местная автоматическая оперативно-производственная телефонная связь;
12) междугородная и местная факсимильная связь;
13) радиосвязь с подвижными объектами, находящимися на трассе
нефтепровода;
14) телефонная связь с пунктом контроля и управления.

Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидаларын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2012 жылғы 4 желтоқсандағы № 1542 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2015 жылғы 3 сәуірдегі № 196 қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 03.04.2015 № 196 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).

БАСПАСӨЗ РЕЛИЗІ

«Магистральдық құбыр туралы» 2012 жылғы 22 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңы 5-бабының 4) тармақшасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:
1. Қоса беріліп отырған Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидалары бекітілсін.
2. Осы қаулы алғашқы ресми жарияланғанынан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі С. Ахметова

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2012 жылғы 4 желтоқсандағы
№ 1542 қаулысымен
бекітілген

Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидалары

1. Жалпы ережелер

1. Осы Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану қағидалары «Магистральдық құбыр туралы» 2012 жылғы 22 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңына сәйкес әзірленген және қолданыстағы, консервациядағы және жойылатын магистральдық мұнай құбырларының және олардың объектілерінің меншік иелеріне, сондай-ақ таратылатын магистральдық мұнай құбырларының объектілерінде жұмыстарды жүзеге асыратын меншік иесі болып табылмайтын операторларға, жеке және заңды тұлғаларға магистральдық мұнай құбырларын пайдалану тәртібін белгілейді.
2. Осы Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:
1) авария — ғимараттардың, құрылыстардың және (немесе) қауіпті өндірістік объектіде қолданылатын техникалық құрылғылардың бұзылуы, бақыланбайтын жарылыс және (немесе) қауіпті заттардың шығарындылары;
2) автоматтандырылған жүйе - персоналдан және оның қызметін автоматтандыру құралдары кешенінен тұратын, белгіленген бақылау және басқару функцияларын орындаудың ақпараттық технологиясын іске асыратын жүйе;
3) ағымдағы жөндеу (жабдық) - ауыстыруға және (немесе) жеке бөліктерді қалпына келтіруге арналған жабдық пен құрылыстардың жұмысқа қабілеттілігін қамтамасыз ету немесе қалпына келтіру үшін орындалатын жөндеу жұмыстары;
4) бөлімше - мұнай құбыры басқармасы; орталық өндірістік қызмет көрсету базасы; бас мұнай айдау станциясы; мұнай айдау станциясы; авариялық қалпына келтіру тірек пункті; авариялық қалпына келтіру пункті; реттеу зертханасы мен мұнайды тасымалдау және магистральдық мұнай құбырларды қауіпсіз пайдалану үшін қажет басқа қызметтер;
5) диспетчерлік байланыс (арна) - мұнай тасымалдауды ұйымдастырушы жедел-техникалық персоналға ұсынылатын таңдаулы және топтық қатты дауысты байланыс;
6) жедел-диспетчерлік басқару - мұнайды тасымалдау үшін магистральдық құбырды пайдаланудың технологиялық режимдерін орталықтандырылған басқару;
7) жөндеу - магистральдық мұнай құбырдың желілік бөлігінің және (немесе) оның объектілерінің толық немесе ішінара пайдалану ресурсының жарамдылығын немесе жұмысқа қабілеттілігін қалпына келтіру жөніндегі іс-шаралар (операциялар) кешені;
8) жөндеу (жабдықты) - магистральдық мұнай құбыры жабдығы мен құрылыстарының іске жарамдылығын, жұмысқа қабілеттілігін, ресурсын қалпына келтіру бойынша операциялар кешені;
9) күрделі жөндеу (жабдықты) - жабдық пен құрылыстар ресурсының базалықты қоса алғанда, оның кез келген бөлігін ауыстыра немесе қалпына келтіре отырып, іске жарамдылығын қалпына келтіру үшін немесе толық не толыққа жақын қалпына келтіру үшін орындалатын жөндеу жұмыстары;
10) құбырішілік диагностика - құбырішілік диагностикалық снарядтарды қолдана отырып, мұнай құбырының ақаулары туралы ақпарат алуды қамтамасыз ететін жұмыстар кешені;
11) құбырішілік диагностикалық снаряд (дефектоскоп) — мұнай құбырының қабырғалары мен пісіру жіктерінің ақаулары туралы деректерді бақылау және тіркеу құралдарымен жарақталған, құбыр ішімен айдалатын мұнай ағынымен жылжып отыратын құрылғы;
12) оператор - мұнайды магистральдық мұнай құбырмен тасымалдауды және (немесе) оны пайдалануды жүзеге асыратын магистральдық мұнай құбырдың меншік иесі немесе магистральдық мұнай құбырға өзге де заңды негізде иелік ететін заңды тұлға не олар уәкілеттік берген, операторлық қызметтер көрсететін ұйым;
13) өндірістік-технологиялық байланыс - магистральдық мұнай құбырларын пайдалану кезінде өндіріс ішілік қызметті және технологиялық процестерді басқаруға арналған, ведомстволық байланыс желісі бойынша ұсынылатын байланыс;
14) резервуар паркі - мұнайды қабылдау, сақтау және айдаудың технологиялық операцияларын орындауға арналған өзара байланысқан резервуарлар кешені;
15) магистральдық мұнай құбыры - мұнайды қауіпсіз тасымалдауды қамтамасыз ететін желілік бөліктен және объектілерден тұратын, техникалық регламенттер мен ұлттық стандарттар талаптарына сәйкес келетін бірыңғай өндірістік-технологиялық кешені;
16) магистральдық мұнай құбырының желілік бөлігі - мұнайды тікелей тасымалдауды жүзеге асырылатын жерасты, суасты, жербеті, жерүсті мұнай құбырлары;
17) магистральдық мұнай құбырын жою - магистральдық мұнай құбырын бөлшектеу және (немесе) қайта бейіндеу және қоршаған ортаны адамның өмірі мен денсаулығы үшін қауіпсіз және одан әрі пайдалану үшін жарамды күйге келтіру жөніндегі іс-шаралар кешені;
18) магистральдық мұнай кұбырды консервациялау - магистральдық мұнай құбырды пайдаланудан шығару кезінде оның жарамды техникалық күйде сақталуын қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралар кешені;
19) магистральдық мұнай құбырының мұнай айдау станциясы - мұнайды магистральдық мұнай құбыры арқылы қабылдауға және айдауға арналған құрылыстар мен құрылғылар кешені;
20) магистральдық мұнай құбырын жылыту пункті - магистральдық мұнай құбыр арқылы айдалатын мұнайды жылытуды қамтамасыз ететін құрылыстар мен жабдықтар кешені;
21) магистральдың мұнай құбырының объектісі - оның қауіпсіз және сенімді пайдалануын қамтамасыз ететін мұнай құбырларды, ғимараттарды, негізгі және қосалқы жабдықты, қондырғылар мен басқа да құрылғыларын қамтитын технологиялық кешені (магистральдық мұнай құбырының бөлігі);
22) магистральдық мұнай құбырын пайдалану - магистральдық мұнай құбырлары объектілерінің үзіліссіз, тиісті және тиімді жұмыс істеуі үшін қажетті, оның ішінде техникалық қызмет көрсетуді, жөндеуді, техникалық диагностикалауды қызмет және жедел-диспетчерлік басқаруды қоса алғандағы қызмет;
23) магистральдық мұнай құбырларының сенімділігі - магистральдық мұнай құбырларының берілген режимдерге және пайдалану, техникалық қызмет көрсету, жөндеу, сақтау мен тасымалдау шарттарына сәйкес келетін берілген шектерде белгіленген пайдалану көрсеткіштерінің уақыт мәнісін сақтай отырып берілген функцияларды орындау қасиеті;
24) техникалық диагностика - объектінің техникалық жай-күйін анықтаудың теориясын, әдістері мен құралдарын қамтитын білім саласы;
25) техникалық диагностикалау - магистральдық мұнай құбырдың техникалық жай-күйін айқындауға арналған жұмыстар мен ұйымдастыру-техникалық іс-шаралар кешені;
26) техникалық жай-күйі - жабдық пен құрылыстың сыртқы ортаның белгілі жағдайында белгілі уақытта объектінің техникалық құжаттамасында белгіленген параметрлер мәнісімен сипатталатын жай-күйі;
27) техникалық жай-күйін бақылау - жабдық пен құрылыс параметрлері мәнісінің техникалық құжаттама талаптарына сәйкестігін тексеру және осы негізде уақыттың осы сәтінде берілген техникалық жай-күйінің түрлерінің бірін (техникалық жай-күй түрлері: іске жарамды, жарамсыз, жұмысқа қабілеті бар, жұмысқа қабілетсіз) анықтау;
28) техникалық жай-күйі бойынша жөндеу (жабдықтарды) - техникалық жай-күйі мерзімді түрде және нормативтік құжаттамада белгіленген көлемде бақыланатын, ал жұмыстардың көлемі мен жөндеуді бастау жабдық пен құрылыстардың техникалық жай-күйімен анықталатын жөндеу;
29) техникалық қызмет көрсету - магистральдық мұнай құбырының техникалық жай-күйін бақылау, тазалау, майлау, реттеу және магистральдық мұнай құбыры объектілерінің жұмысқа қабілеттілігі мен жарамдылығын қолдау бойынша басқа операциялар;
30) технологиялық процесті бақылау - технологиялық процесс сипаттамаларының, режимдері мен басқа да көрсеткіштерінің белгіленген талаптарға (нормативтерге) сәйкестігін тексеру.

2. Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану тәртібі

1. Магистральдық мұнай құбырларына техникалық қызмет көрсету, жөндеу және диагностикалау

3. Магистральдық мұнай құбырларын пайдалану бойынша жұмысты ұйымдастыруды оның меншік иесі жүзеге асырады.
4. Магистральдық мұнай құбырлары белгіленген тәртіпте жобалық құжаттамада көзделген барлық құрылыстарды және өзге де объектілерді қабылдап алғанға дейін магистральдық мұнай құбырларын пайдалануға жол берілмейді.
5. Мұнай тасымалдауды және магистральдық мұнай құбырларын қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ету үшін мына өндірістік бөлімшелер құрылады: мұнай құбыры басқармасы, желілік өндірістік-диспетчерлік станциялар, мұнай айдау станциялары, авариялық қалпына келтіру тірек пунктері, талдамалық зертханалар және басқа да қызметтер, олардың міндеттеріне мыналар жатады:
1) Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен жасалатын мұнай тасымалдау бойынша қызметтерді ұсыну жөніндегі шарттардың негізінде магистральдық мұнай құбырлары бойынша мұнайды қабылдау және оны тасымалдау;
2) магистральдық құбырға қабылданған және соңғы тасымалдау пунктіне тапсырылатын мұнай партиясының санын есепке алу және сапасын тексеру;
3) мерзімді диагностикалық зерттеулер жүргізу және магистральдық мұнай құбырларының құрылыстары мен технологиялық жабдығына техникалық қызмет көрсету және жөндеу жүйесін ұйымдастыру арқылы магистральдық мұнай құбырлары мен оның объектілерінің сенімді және қауіпсіз пайдалануын қамтамасыз ету;
4) авариялық жағдайлардың алдын алу, болуы мүмкін авариялар мен оның салдарын жою;
5) магистральдық мұнай құбырларын немесе оның объектілерін тізімнен шығару кезінде жою.
6. Магистральдық мұнай құбырларының немесе оның объектілеріне техникалық қызмет көрсетуді және жөндеуді ұйымдастыру жүйесі орталықтандырылған, объекті бойынша, аралас болуы мүмкін.
7. Магистральдық мұнай құбырларының құрылысына арналған жобалық және атқару құжаттары, сынақ актілері, техникалық қызмет көрсетуге арналған жұмыс құжаттамасы, сондай-ақ авариялар мен оқиғаларды тексеру материалдары магистральдық мұнай құбырларының меншік иелерінде оны жалпы пайдалану мерзімі барысында сақталуға тиіс.
8. Магистральдық мұнай құбырларыны немесе оның объектілерін пайдалануға жататын нормативтік-техникалық және нормативтік құжаттама тікелей өндірістік бөлімшелерде сақталуы қажет.
9. Мұнай айдау станциялары магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігіне, құю пункттеріне, мұнайды жылыту пункттеріне, объекті ішіндегі құрылыстарға (резервуарлар, қысымды сыйымдылықтар, қазандар және т.б.) жүргізілетін магистральдық мұнай құбырларының пайдаланылатын объектілері мен құрылыстарына техникалық паспорттар толтырылады. Магистральдық мұнай құбырлары объектілерінің жабдығы мен құрылыстарының техникалық паспорттары, жобалық және атқарушы құжаттарын сақтау орны, пайдалану тәртібін ұлттық оператор немесе заңды тұлға - магистральдық мұнай құбырының меншік иесі (операторы) белгілейді.
10. Магистральдық мұнай құбырларын үздіксіз және қауіпсіз пайдалану мақсатында меншік иесі, оператор меншік иесі емес болып табылатын, сондай-ақ магистральдық мұнай құбырлары объектілерінде жұмысын жүзеге асырушы жеке және заңды тұлғалар мұнай құбырларында қысымды және температураны өлшейтін құралдарын:
1) әр желілік ысырманың екі жағынан;
2) су кедергісінен өтетін аралықтың әрбір желісінің екі жағынан жағадағы ысырмаға дейін және одан кейін;
3) мұнай айдау станциялары араларындағы соңғы айдау пунктіндегі қабылдайтын құбыр ысырмасы жанында;
4) іске қосу және қабылдау, сондай-ақ тазалау және диагностика жасау құралдарын өткізу тораптарының екі жағына;
5) мұнай құбырын мұнайды жылыту орнына, мұнайды жылыту станциясына тораптарды қосқанға дейін және одан кейін;
6) мұнай құбырының бойлық бейінінің ерекше сипатты нүктелерінде орнатады.
Мұнай құбыры мен тазалау жабдығының іске қосу және қабылдау тораптары тазалау және диагностика құралдарынан өту сигнализаторларымен жабдықталады.
11. Мұнай құбырында желілік бекіту арматурасын орналастыру мұнай құбырын салу (қалпына келтіру, кеңейту, техникалық қайта жарақтау, жетілдіру, күрделі жөндеу) жобасында белгіленеді және ол авария мен істен шығу жағдайында шығындардың барынша аз болуы үшін трассаның бейінін ескеру керек.
12. Бекіту арматурасына, тазалау және диагностика жасау құралдарын іске қосу және қабылдау тораптарына қызмет көрсетуші персоналдың еркін кіруі қамтамасыз етіледі және олар зақымданудан және бөгде адамдардың басқаруынан қорғалады.
13. Мұнай құбырына орнатылатын бекіту арматурасы іске жарамды күйде ұсталады, технологиялық схемаларға сәйкес толықтырылады және нөмірленеді, бекіту қалыптарын көрсететін белгілері, ашық және жабық бағыттарын білдіретін жазбалары мен сілтегіштер болады.
14. Желілік бекіту арматурасын орналастыру алаңдары жоспарланады, жер беті және жер асты суларынан қорғалады, қоршалады. Алаңдарға көлік құралдары үшін кірме жолы қарастырылады.
15. Бекіту арматурасын басқару тораптарына қызмет көрсетуші персоналдың кедергісіз кіруі қамтамасыз етіледі.
Бекіту арматурасын ашу және жабу бойынша операциялар диспетчердің нұсқауы бойынша жүргізіледі.
16. Мұнай құбырына аралық мұнай айдау станцияларын қосу орындарында мұнай құбырына тазалау және диагностика жасау құрылғыларын өткізу тораптары немесе тазалау және диагностика жасау құрылғыларын іске қосу және қабылдаудың бөлек және біріктірілген тораптары орнатылады. Мұнай құбырының соңғы учаскесінде, сондай-ақ мұнай айдау станцияларына жалғанған мұнай құбырларының соңғы учаскелеріне тазалау және диагностика жасау құрылғылары орнатылады.
Тораптардың құрастырмасы мұнай құбырларында қолданылатын отандық және шетелдік тазалау құрылғылары мен құбырішілік диагностикалық снарядтарды пайдалануға мүмкіндік беру жағдайы болған кезде жобаланады.
17. Торап құрастырмасының тұрақтылыгы мен беріктігі «ыстық» мұнайдың температуралық режимі әсерінен төмендегідей қамтамасыз етіледі:
1) біріктірілген тораптар - торап құрастырмасын рамалық орамагистральдық мұнай құбырларын орау, топырақпен қысу және құбырды торапқа жақын орнатылған «қатты» тірекке «зәкірді» құру есебінен;
2) жеке тораптар - топырақпен қысу және құбырды торапқа жақын орнатылған «қатты» тірекке зәкірді құру есебінен, тораптың жер бетіндегі бөлігі көлемін азайтумен, құбырлардың формасымен, «ыстық» мұнайдың іске қосу камерасына қысқа мерзімді әсер етуімен.
18. Мұнайды магистральдық мұнай құбырлары арқылы тасымалдауды қамтамасыз етуге магистральды мұнай құбыры бойынша мұнай тасымалдауды қамтамасыз етуге арналған қондырғылар және жабдықтар кешені болып табылатын бас мұнай айдау станциялары қолданылады.
19. Бас мұнай айдау станциялары технологиялық құрылыстарының құрамына кіреді: резервуар паркі, тірек сорғы станциясы, мұнайды есепке алу торабы, магистральдық сорғы станциясы, қысымды реттеу торабы немесе тірек және магистральдық сорғы агрегаттарындағы жиілікті-реттемелі электржетегі, лай ұстағыш сүзгілер, сақтандырғыш құрылғылары бар тораптар, технологиялық құбырлар, сумен жабдықтау, жылумен жабдықтау, кәріз, өрт сөндіру, электрмен жабдықтау, автоматика, телемеханикалық автоматтандыру, байланыс жүйелері, электрхимиялық қорғау жүйесі, мұнайды жылыту пештері, есепке алу тораптары, өндірістік-тұрмыстық ғимараттар мен құрылыстар.
Резервуар паркін ескермегенде, аралық мұнай айдау станциясының технологиялық құрылыстарының құрамына: магистральдық сорғы станциясы, лай ұстағыш сүзгілер, қысымды реттеу торабы, қысым толқынын тегістеу жүйесі, сондай-ақ технологиялық мұнай құбырлар кіреді.
20. Резервуар паркі бар мұнай айдау станцияларына тікелей әсерлі сақтандырғыш клапандары бар тораптар мен резервуар паркі технологиялық құбырларын, сондай-ақ тірек және магистральдық сорғы станциялары арасында орнатылған технологиялық құбырлар мен жабдықты шамадан тыс қысымнан қорғауға арналған автоматты ашылатын ысырма орнатылуы ескеріледі.
21. Сақтандыру құрылғыларынан мұнайды резервуар паркіне кері айдау жеке мұнай құбыр бойынша жүзеге асырылады.
22. мұнай айдау станцияларының жабдығы мен жүйелерінің сенімділігі, қауіпсіздігі және пайдалану тиімділігі олардың тұрақты режимімен; жабдықтары мен коммуникацияларын жарамды жай-күйіне ұстап тұруды; жабдықтың техникалық жай-күйін үнемі (немесе мерзімді) бақылаумен; моральдық және физикалық тұрғыдан тозған жабдықты жаңғырту немесе ауыстырумен; істен шығудың алдын алумен қамтамасыз етеді.
23. Мұнай айдау станцияларының жабдығын жедел (кезекші) және пайдалану-жөндеу персоналы дайындаушылардың ұсынымдары негізінде әзірленген технологиялық регламенттердің, нұсқаулықтардың, пайдалану жөніндегі нұқсаулықтардың талаптарына сәйкес жүзеге асырады.
24. Құбырлардың парафинділеуінен, сондай-ақ мұнай құбырлары бойынша мұнайды айдап құюына байланысты энергияның жоғалуынан сақтау мақсатында мұнай жылыту пункттері пайдаланылады.
Мұнайды жылыту пункттері мұнай айдау станцияларының құрамында немесе дербес магистральдық мұнай құбырларының объектілері болуы мүмкін. Мұнай жылыту пункттері мұнайдың реалогиялық қасиеттерін өзгерту мақсатында магистральдық құбырмен айдалатын мұнайды (мұнай қоспасын) жылытуға арналған.
25. Мұнай жылыту пункттері объектілерінің құрамы және құрылыстар мен жабдықтың техникалық сипаттамалары жобамен белгіленеді.
26. Мұнайды жылыту температурасы мен мұнай жылыту пункттерінің резервуарларындағы қажетті мұнай қоры қоршаған ортаның ең төменгі температурасында келесі мұнай жылыту пункттеріне дейін аққыштығын сақтай отырып айдалатын мұнайдың шығынын өтеуді, сондай-ақ мұнай құбырын жоспарлы тоқтатқаннан кейін іске қосу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
27. Қатқыш мұнайды тасымалдау кезінде магистральдық мұнай құбырларының үзіліссіз, тиісті және тиімді жұмыс істеуі мақсатында шектелген учаскелердегі берілген қысым ресурсында (деңгей айырмасында) мұнай құбырының өткізу қабілетін арттыруға бағытталған турбуленттілікке қарсы қоспалар қолданылады.
28. мұнайдың қату температурасын төмендету және оның реологиялық қасиеттерін жақсарту үшін депрессорлық қоспалар қолданылады.
Қату температурасының, парафин шөгінділерінің, тұғырлығының және жылжудың шекті кернеуінің төмендеуі депрессорлық қоспа тиімділігін бағалау өлшемдері болып табылады.
29. Енгізілетін қоспа саны зертханалық жағдайларда орындалған реологиялық зерттеулердің негізінде, сондай-ақ өнеркәсіптік жағдайдағы сынамалау нәтижелері бойынша анықталып, мұнай айдау станциялары технологиялық картасында көрсетіледі.
30. Мұнайға қоспаны енгізу мөлшерлеу сорғылармен жүзеге асырылады.
Мөлшерлеу құрылғы мен қоспаларды сақтауға арналған сыйымдылықтың орналасу аумағы қоршалады және ескерту белгілерімен жабдықталады.
31. Депрессорлық қоспалар қүрамына кіретін парафиндердің еру температурасынан 5-10 ^оС жоғары тез қататын мұнайға араластырылады.
32. Мұнай айдау режимі қоспа мен мұнайдың біркелкі араласуымен қамтамасыз етіледі.
33. Мұнайдағы қоспаның шоғырлануын бақылау мұнай құбырынан
алынған сынама бойынша жүзеге асырылады.
34. Өнімдерді араластыру, жылыту және белгілі бір сапаға жеткізу бойынша технологиялық операциялар үшін магистральдық мұнай құбырларын бірқалыпты тиеу, мұнайды ең жоғарғы және маусымдық ауытқымалы тұтынуын өтеу, авариялық және стратегиялық қорды жинақтау мақсатында резервуар парктері пайдаланылады.
35. Резервуар паркінің технологиялық жабдықтары өзінің құрамына мыналарды қосады:
1) сақтандыратын, тыныстық қақпақшалармен (стационарлық қақпақпен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары); желдету келте құбырлармен (стационарлық қақпақпен және понтонмен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары, жылжымалы қақпақпен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары); оттан сақтандырғыштармен; қабылдау-үлестіру келте құбырларымен және олардың қалпына келтіруші жүйелерімен; сақпандармен; сынама іріктегіштермен; жүзбелі қақпақты су ағызғыштармен (жылжымалы қақпақпен вертикальдік болат жұмыр резервуарлары), сифонды шүмектермен; шөгіндіні шаю жүйесімен; люктермен; деңгей өлшегіштермен; бақылау, сигнал беру, қорғау аспаптарымен жабдықталған резервуарлар;
2) резервуар паркінің объектілерінде тұтануды анықтауға арналған құрылғы мен өрт сөндіру жабдығы;
3) резервуарларды орайтын мұнай құбырлары;
4) мұнайдың резервуарға ағуын және резервуардан ағуын тоқтататын ысырмалар;
5) осы резервуар паркінде орнатылған және технологиялық процестерді іске асыру үшін пайдаланылатын, энергиямен жабдықтау құрылғылары, қосалқы және басқа құрылғылар.
36. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің объектілеріне техникалық қызмет көрсету желілік бөлігінің объектілерін жұмысқа қабілетті және жарамды жай-күйде ұстау жөніндегі кешенді профилактикалық жұмыстарды орындауға негізделеді:
1) магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің жабдықтары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсетуді және ағымдағы жөндеуді;
2) мұнай құбырларының ішкі қуысын тазартуды қамтиды.
Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің жабдықтары мен құрылыстарына техникалық қызмет көрсету жоспарлы профилактикалық (сақтандыру) іс-шарасы болып табылады және өзіне оның барлық құрамдас бөліктерін тексеруді, жабдықтар мен құрылыстардың жекелеген тораптарын реттеуді, тазартуды және майлауды, сондай-ақ сынау процесінде анықталған ұсақ ақауларды жоюды қосады.
37. Байқаулардың мерзімділігі жұмыстардың көлеміне, мұнай құбыры трассасының жер бедерінің күрделілігіне, жыл мезгіліне және желілік бөліктің құрылыстары мен жабдықтарының техникалық жай-күйіне байланысты әзірленген жоспарлар негізінде анықталады.
Жабдықтарын ағымдағы жөндеу желілік бөліктің құрылыстары жөніндегі жұмыстарды үнемі мұнай құбыры басқармаларының тиісті қызметтері әзірлеген жоспар-кестелер бойынша жыл бойы жүргізіледі.
38. Магистральдық мұнай құбырларының өткізу қабілетін қалпына келтіру және қабырғаларында шөгінділердің жинақталуын болдырмау, сондай-ақ мұнай құбырының учаскесін құбырішілік тексеруге дайындау мақсатында магистральдық мұнай құбырларының қуысын тазарту тазартушы құрылғыларды өткізу арқылы жүргізіледі.
39. Мұнайды қотару, құбырішілік инспекциялар жүргізу жоспарларын және оның қасиеттерін ескере отырып, мұнай құбырларын тазарту жөніндегі жұмыстардың жылдық жоспарлары жасалады және бекітіледі.
40. Беріктікке және саңылаусыздыққа сынау пайдаланылатын мұнай құбырының немесе оның учаскелерінің жұмыс қабілеттілігін растау құралы болып табылады және мынадай жағдайларда жүргізіледі:
1) егер олар құбырішілік диагностикаға ұшырамаса;
2) пайдаланудан 3 жыл және одан артық мерзімге мұнайдан босатылмаған мұнай құбырларын іске қосудың алдында;
3) пайдаланудан 1 жыл және одан артық мерзімде мұнайдан босатусыз мұнай құбырларын іске қосудың алдында жүргізіледі.
41. Әрбір авариялық қалпына келтіру пунктінде авариялық қалпына келтіру пункттеріне бекітілген мұнай құбырының учаскесіне техникалық қызмет көрсету және оны ағымдағы жөндеу жұмыстары жөніндегі жұмыстарды есепке алу журналы жүргізіледі.
42. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігін пайдаланатын қызметтер мынадай техникалық құжаттаманы әзірлейді және пайдаланады:
1) мұнай құбырының желілік бөлігін, желілік қараушылардың үйлері мен басқа да ғимараттарды және (немесе) құрылыстарды орналастыру және пайдалану үшін қажетті жер учаскелеріне құқық белгілейтін және сәйкестендіру құжаттарының көшірмелері;
2) қызмет көрсету трассасының жоспарлары, бейіндері;
3) ықтимал аварияларды жою жоспарлары;
4) жергілікті жердің ахуалдық жоспары бар магистральдық мұнай құбырларының қызмет көрсету учаскесінің схемалары (өзендер мен сайлар арқылы өтетін жолдар, трасса бойындағы жолдар және жер бетіндегі коммуникациялар, автомобиль және темір жолдар, құбырлардың авариялық қоры сақталатын жерлер, электрхимиялық қорғану объектілері мен құралдарының орналасқан жерлері, техникалық дәліздің коммуникациялары, жақын орналасқан елді мекендер);
5) мұнай құбырына, су асты және әуе өткелдеріне техникалық паспорттар;
6) негізігі жабдықтың және қысымымен жұмыс істейтін ыдыстардың паспорттары;
7) өндірушінің арнайы және авариялық техникаға паспорттары мен нұсқаулықтары;
8) мұнай құбыры трассасының топографиялық түсірілген материалдары;
9) жоспарлы-сақтандыру жөндеу кестелері;
10) қызмет көрсететін персоналға арналған лауазымдық нұсқаулықтар және мамандық бойынша нұсқаулықтар;
11) техникалық дәліз объектілеріне қызмет көрсетуге арналған шарт (немесе нұсқаулық);
12) магистральдық мұнай құбырларының пайдалану жөніндегі техникалық құжаттама.
43. Магистральдық мұнай құбырына техникалық қызмет көрсету нәтижелелері бойынша барлық өзгерістер технологиялық схемаға енгізіледі және қызмет көрсететін персоналдың назарына жеткізіледі.
44. Магистральдық мұнай құбырының технологиялық жабдықтарына, жүйелеріне және құрылғыларына техникалық қызмет көрсету және жөндеу жұмыстарының мерзімі мен кезеңділігі техникалық жай-күйіне байланысты өндіруші-зауыттың технологиялық жабдықты пайдалану нұсқауының талаптарына сәйкес белгіленеді.
45. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі мен
объектілеріне диагностикалау магистральдық мұнай құбырларының
қауіпсіздігін қамтамасыз ету, сенімділігін ұстау, істен шығуының алдын алу, іс жүзіндегі техникалық жай-күйін анықтау, оларды одан әрі жобалық технологиялық режимдерде пайдалану мүмкіндігін анықтау, ақаулар саны мен үлгілерін анықтау, оларды нақты жерлендіру және қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ету мақсатында жөндеудің неғұрлым тиімді әдістерін таңдау, шекті рұқсат етілген жұмыс қысымын есептеу, пайдалану процесінде магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі мен объектілерді пайдалану мерзімін ұзарту ықтималдылығын анықтау үшін жүргізіледі.
46. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі мен объектілеріне диагностикалау диагностикалық аспабы бар аттестатталған ұйымдары, сондай-ақ «Қауіпті өндірістік объектілердегі өнеркәсіптік қауіпсіздік туралы» 2002 жылғы 3 сәуірдегі Қазақстан Республикасының Заңына сәйкес өнеркәсіптік қауіпсіздік мәселелері бойынша қауіпті өндірістік объектілер қызметкерлерінің кәсіби дайындығын, қайтадан даярлаудан, біліктілікті арттырудан өткенін растайтын куәлігі бар мамандар жүзеге асырады.
47. Диагностикалау кезінде қолданылатын өлшеу құралдары ретінде
мынадай шаралар қолданылады:
1) диагностика құралдары тексеріледі және Қазақстан Республикасының өлшем бірліктерін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесінің тізіліміне енгізіледі;
2) «SI» халықаралық бірліктер жүйесінің өлшем бірліктерінде немесе «SI» жүйесіне кірмейтін, бірақ техникалық реттеу саласындағы мемлекеттік реттеуді жүзеге асыратын уәкілетті органның шешімімен Қазақстан Республикасының аумағында қолдануға рұқсат берілген өлшем бірліктерінде диагностика құралдары бөлінеді (өлшем ақпараты шкаласының, бейнеленуінің және т.б. болуы);
3) үлгіні бекіту немесе метрологиялық аттестаттау туралы сертификаттармен, тексеру туралы қолданыстағы куәліктермен, тексеру әдістемесімен, өндіруші-зауыт көздеген құжат жинағымен, мемлекеттік және орыс тілдеріндегі пайдалану құжаттамасымен толықтырылады.
48. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігін диагностикалау мыналарды қамтиды:
1) мұнай құбырының құбырішілік диагностикасын;
2) бұзбайтын бақылау әдістерін қолдана отырып, мұнай құбыр
учаскелерінің сыртқы ақаулық тексеруін;
3) оқшаулаушы жабындардың жай-күйін және электрхимиялық қорғау
жүйесі құралдарының жұмыс тиімділігін бағалауды.
49. Диагностикалау мерзімділік нормаларын есепке ала отырып,
жоспарлы негізде жүргізіледі.
Диагностикалау нәтижелерінің негізінде мұнай құбырларының бұзылуының алдын алу жөніндегі бірінші кезектегі іс-шаралар, сондай-ақ магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігін жөндеу жұмыстарының мерзімдері мен көлемдері жоспарланады.
50. Мұнай айдау станциясы жабдығының сенімділігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз ету мақсатында диагностика жасау кезінде мынадай міндеттер қойылады:
1) жабдықтың техникалық жай-күйін анықтау, оның ішінде ақауларды (істен шығуларды) табу мен жіктеу, олардың дамуын болжау;
2) қалдық ресурсты анықтау және жабдықты пайдалану мерзімін ұзарту;
3) жөндеу мерзімдері мен көлемдерін, жабдықты ауыстыру - немесе жаңғырту қажеттілігін анықтау.
51. Диагностикалауға жататын жабдықтар номенклатурасын тиісті
бөлімше анықтайды.
Жаңа және жаңғыртылған мұнай айдау станцияларын жобалау кезінде негізгі және көмекші жабдықтарды диагностикалық бақылауының автоматтандырылған жүйелері көзделеді.
52. Жабдықтың іс жүзіндегі техникалық жай-күйін анықтау оның рұқсат етілген параметрлерінің ағындағы мәндеріне және негізгі мәндерге сәйкестігін тексеру және салыстыру негізінде жүргізіледі.
Жабдықтың техникалық жай-күйін бағалауға қажетті параметрлердің рұқсат етілген мәндері, сондай-ақ сенімділіктің іс жүзіндегі көрсеткіштері, іске қосулар мен бұрын орындалған диагностикалық және жөндеу жұмыстары нәтижелерінің санын есепке ала отырып, белгіленген жоспарлы бақылау жүргізу мерзімділігі техникалық құжаттамаларға сәйкес анықталады.
Бақыланатын параметрлердің негізгі мәндері диагностика бойынша жұмысты бастауға дейін, сондай-ақ жаңа немесе жөнделген жабдықты пайдалануға енгізуден, сондай-ақ бақыланатын параметрлерді өзгерткен торапты немесе бөлшекті ауыстырғаннан кейін анықталады.
53. Мұнай айдау станцияларының жабдығына диагностикалау шеңберінде техникалық жай-күйге жедел, жоспарлы және жоспардан тыс диагностика жүргізіледі.
Жедел (үздіксіз) диагностикалау - техникалық жай-күйді бақылау бақыланатын параметрлер туралы ақпараттың тұрақты түсуі кезінде үнемі болады.
Жедел диагностикалау көлеміне нормативтік құжаттамаға сәйкес кестеге сай жүргізілетін мұнай айдау станцияларының объектілерін техникалық тексеру кіреді.
Жоспарлы (мерзімді) диагностикалау - жабдықтың техникалық жай-күйін бағалауға, оның жұмыс қабілетін болжауға мүмкіндік беретін параметрлер бойынша мұнай айдау станциялары жабдығының іс жүзіндегі техникалық жай-күйін бақылау.
Жоспардан тыс диагностикалау - тұрақты бақыланатын параметрлердің мәндері кенет өзгерген жағдайда, сондай-ақ, егер жедел бақылау нәтижелері бойынша ақаудың ықтимал дамуы туралы шешім шығарылған жағдайда жүргізілетін мұнай айдау станциялары жабдығының техникалық жай-күйін бақылау.
54. Жабдықтың техникалық жай-күйін диагностикалау мен оның өзгеру себептерін талдау жүргізуге қажетті ақпарат көзі мынадай: пайдалану параметрлері, істен шығулар мен іске қосулар; жоспарлар мен диагностикалау және жөндеу жүргізу нәтижелері дерекқоры болып табылады.
55. Техникалық диагностикалау нәтижелері бойынша жабдықтың
техникалық жай-күйі туралы қорытынды беріледі.
56. Техникалық жай-күйді бағалау кезінде пайдаланылған параметрлер, сондай-ақ ресурсты диагностикалау мен болжау нәтижелері біртектес жабдықты пайдалану уақыты ішінде магистральдық мұнай құбырларының автоматтандырылған бақылау және басқару жүйесінің дерекқорында сақталады.
57. Сорғы агрегаттарының жұмыс қабілетін бақылау параметрлік және діріл-акустикалық өлшемдер бойынша диагностикалау кезінде жүзеге асырылады.
58. Магистральдық және тірек асты сорғы агрегаттарын параметрлік диагностикалау мынадай бақыланатын параметрлер бойынша олардың техникалық жай-күйін міндетті бағалауды: арын бойынша; тұтыну қуаты және сорғының пайдалы әрекет коэффициент бойынша; қысым бойынша; майдың, статор өзегінің, ротор байлауының және статордың, мойынтіректердің, салқындатқыш ортаның температурасы бойынша қамтамасыз етуі тиіс.
59. Параметрлік диагностикалау негізінде осы параметрлердің нашарлауын туғызатын себептер, сорғының арындық және энергетикалық сипаттамасын жақсарту және қалпына келтіру жөніндегі іс-шараларды әзірлеу мен іске асыру анықталады, атқарымға қарай олардың өзгеру үрдісі анықталады.
60. Дірілді диагностикалық бақылау мен сорғы агрегатының жалпы техникалық жай-күйін бағалау мынадай өлшемдер бойынша жүргізіледі:
1) дірілдің рұқсат етілген деңгейі бойынша;
2) негізгі сипаттамаға қатысты дірілдің өзгеру жылдамдығы бойынша;
3) спектралдық сипаттамалар бойынша.
61. Діріл параметрлерлері бойынша сорғы агрегатының жұмыс істеу қабілетін бағалау жедел, жоспарлы және жоспардан тыс дірілді бақылау нәтижелері бойынша орындалады.
62. Жедел бақылау кезінде діріл шамасы туралы ақпаратты қолмен, автоматтандырылған немесе аралас тіркеу мүмкіндігімен қазіргі уақыт сәтіндегі және динамикадағы сорғы агрегатының діріл деңгейін тұрақты бақылау орындалады.
63. Жоспарлы дірілді диагностикалық бақылау кезінде сорғы агрегатының іс жүзіндегі техникалық жай-күйі бағаланады, жөндеуге дейінгі немесе келесі дірілді диагностикалық бақылауға дейінгі уақытты анықтай отырып, оның жұмыс қабілеті болжанады, жөндеу көлемі мен түрі, жөндеу сапасы нақтыланады.
64. Қосалқы сорғыларды жоспардан тыс дірілді диагностикалық бақылау кезінде тексеру уақытында анықталған бөгде шулар пайда болған жағдайда жүргізіледі.
65. Сорғы агрегаттарының біліктері нормативтік құжаттамаға сәйкес атқарымдарды және іске қосулар санын есепке ала отырып, кіріс және жоспарлы ақаулық бақылауға жатады.
66. Бекітпе арматурасының техникалық жай-күйін бағалауға
қолданылатын әдістер мен құралдар мыналарды қамтамасыз етеді:
1) сыртқы және ішкі герметикалықты бақылау;
2) корпус материалында, дәнекерлеу жіктерінде, шток нығыздағышындағы ақауларды анықтау;
3) редуктордың, электр жетектің, іске қосу және тоқтату аппаратурасының, ұштық және сәттік ажыратқыштардың жұмыс қабілетін бақылау.
67. Технологиялық мұнай құбырларының іс жүзіндегі техникалық жай-күйін анықтау үшін тексеру, сынақ (жоспарлы бақылау шеңберінде) жүргізіледі.
68. Пайдаланудың белгіленген мерзімін (белгіленген ресурс) өтеген мұнай айдау станциялары жабдығы оны одан әрі пайдалану немесе есептен шығару мүмкіндігі мен талаптарын анықтау мақсатында техникалық куәландыруға жатады.
69. Мұнай айдау станцияларының жабдығына техникалық қызмет көрсету мен жөндеу көлемі және мерзімділігі қосымша пайдалану мерзімі ішінде техникалық куәландыру нәтижелері бойынша белгіленеді.
70. Резервуарларды диагностикалау өндіруші-зауыттың техникалық құжаттамаларына сәйкес жүргізіледі.
71. Ішінара диагностикалау резервуарларды пайдаланудан шығармай жүргізіледі, толық - резервуарларды пайдаланудан шығарудан, оларды босатудан, тазартудан және газсыздандырудан кейін жүргізіледі.
72. Резервуарларды диагностикалау негізінде резервуар паркінің сенімді пайдалануды қамтамасыз ету мүмкіндігін есепке ала отырып резервуарларды жөндеу (оның ішінде күрделі жөндеу) кестесі жасалады.
73. Резервуардың жекелеген элементтерін немесе резервуардың барлығын жарамсыз ету толық диагностикалау нәтижелерін, пайдалану кезінде оның сенімділігін төмендететін барлық факторды есепке ала отырып, пайдалану талаптарын қарау негізінде жүргізіледі.
74. Резервуарды толық жарамсыз ету туралы мәселені шешу кезінде металдың механикалық қасиеттері және химиялық құрамы бойынша қанағаттанарлықсыз сапасы негіз болып табылады.
75. Мұнай құбырының желілік бөлігінің техникалық жай-күйін бағалау мен оны жөндеу қажеттілігі, жөндеу түрі мен тәсілін таңдау:
1) құбырішілік диагностика деректерін;
2) пайдалану кезеңінде мұнай құбырының қорғаныс әлеуетінің өзгерісі туралы деректерді;
3) оқшаулаушы жабын ақауының деректерін;
4) диагностика жүргізген мамандандырылған ұйымнан алынған тексерілген учаскелердің техникалық жай-күйін болжау және одан әрі пайдалану туралы ұсынымдарды;
5) бұрын анықталған ақаулар туралы мәліметтерді;
6) мұнай құбырының істен шығу ағынының өлшемін;
7) мұнай құбырының техникалық деректері мен олардың жобалық көрсеткіштерге сәйкестігін;
8) мұнай құбыры жүктемесінің іс жүзіндегі және болжанған көрсеткіштерін талдау негізінде жүргізіледі.
76. Талдау және алынған ақпаратты өңдеу нәтижелері бойынша:
1) мұнай құбырының ақауы бар учаскесінің орналасуын нақтылау;
2) тексерілген учаскенің жөндеуге жарамдылығын анықтау;
3) мұнай құбырының ықтимал бұзылуының алдын алу жөніндегі іс-шараларды жоспарлау;
4) жөндеу түрі мен әдісін таңдау, қаралған кезеңге және перспективада мұнай құбырының жүктемесін есепке ала отырып, мұнай құбыры ақауларының сипатына және оның жөндеуге жарамдылығына байланысты жөндеу жұмыстарының көлемдері мен мерзімдерін анықтау жүргізіледі.
77. Мұнай айдау станциялары объектілерінің (резервуарлар,
технологиялық мұнай құбырлары) техникалық жай-күйін бағалау кешенді
диагностикалау нәтижелерін талдау негізінде жүргізіледі.
78. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігіндегі жөндеу
жұмыстары мыналарды қамтиды:
1) ағымдағы жөндеу (вантуздар, ысырмалар, әуелік өткізгіштер, тазарту және диагностикалау құралдарын іске қосу және қабылдау тораптары, электрхимиялық қорғау жүйесінің құралдары және т.б.);
2) күрделі жөндеу (құбыр ауыстыру, оқшаулаушы жабынды ауыстыру, ішінара жөндеу);
3) авариялық қалпына келтіріп жөндеу.
79. Мұнай айдайтын станциялардың жабдығы үшін:
1) техникалық тексеру;
2) іс жүзіндегі техникалық жай-күйі (ағымдағы, күрделі) бойынша орындалған жөндеу немесе жоспарлы-сақтандыру жөндеу жүйесін таңдау кезінде жоспарлы жөндеу;
3) жоспардан тыс (авариялық қалпына келтіру) жөндеу;
4) регламенттік жұмыстар көзделеді.
80. Мұнай құбырын жөндеу жұмысын жоспарлау магистральдық мұнай құбырлары ғимараттарының және жабдығының техникалық жай-күйі туралы қорытындыны есепке ала отырып, құбырішілік диагностиканың техникалық есепте ақпарат ұсынылған ақауларды пайдаланудың шекті рұқсат етілген мерзіміне байланысты жүргізіледі.
81. Негізгі жөндеу жұмыстарын жүргізу мердігердің ұйымдастыру және дайындық жөніндегі іс-шараларды орындағаннан, мұнай құбыры учаскесінің трассасын жөндеуден қабылдағаннан және меншік иесінің (оператордың) уәкілетті адамдарының жұмыс жүргізуге жазбаша рұқсатынан кейін басталады.
82. Желілік бөліктің ағымдағы жөндеуі бекітілген кестеге сәйкес мұнай құбырына техникалық қызмет көрсете отырып орындалады.
83. Күнтізбелік жыл ішінде ағымдағы жөндеу жоспар-кестесіне орындалған тексерулер, зерттеулер, сынақтар нәтижелері бойынша толықтырулар енгізіледі.
Ағымдағы жөндеудің бекітілген жоспарымен көзделген жұмыс көлемдерін қысқартуға магистральдық мұнай құбырларының меншік иесінің (оператордың) келісімі бойынша рұқсат етіледі.
84. Мұнай құбырын жұмыс сипаты мен технологиясы бойынша күрделі
жөндеу мынадай түрлерге бөлінеді:
1) құбырларды ауыстырып күрделі жөндеуде мұнай құбырының ақауы бар учаскесі жаңа учаскеге толық ауыстырылады;
2) оқшаулаушы жабынды ауыстырып күрделі жөндеуде мұнай құбыры қабырғасының көтергіш қабілетін қалпына келтіре отырып, (қажетіне қарай) оқшаулаушы жабын толық ауыстырылады;
3) ішінара жөндеу, құбырішілік инспекциялық снарядтармен тексеру кезінде анықталған қабырғаның қауіпті және әлеуетті қауіпті ақаулары бар мұнай құбырының учаскелерін жөндеу, сондай-ақ күрделі учаскелерді жөндеу (жер үстіндегі және жер астындағы коммуникациялар мен желілік арматура тораптарына түйіскен учаскелермен қиысу орындары).
85. Жөндеу түрін таңдау (ішінара, құбырларды ауыстырып күрделі жөндеу, оқшаулаушы жабынды ауыстырып күрделі жөндеу):
1) жөндеу түрлері мен әдістері бойынша техникалық-экономикалық
көрсеткіштерге;
2) мұнай құбырының ұзындығы бойынша ақауларды бөлу тығыздығына;
3) оқшаулаушы жабынның жай-күйіне байланысты жүргізіледі.
86. Магистральдық мұнай құбырларының күрделі, сондай-ақ ішінара күрделі жөндеу, лицензиясы бар жобалаушы ұйым әзірлеген жобаға және жөндеу жүргізетін ұйым әзірлеген жұмыс жүргізу жобасына сәйкес орындалады.
87. Әрбір жөндеу мұнай құбырының паспортында көрсетіледі.
88. Жөндеу жұмыстары басталмас бұрын тапсырыс беруші мен мердігер техникалық дәліз құрылыстарының меншік иелеріне күрделі жөндеу жұмыстарын бастау мен жүргізу мерзімдері туралы хабарлайды.
89. Жөндеу сапасын, технологиялық режимнің сақталуын және орындалған жұмыстарды техникалық қадағалауды жүзеге асыру үшін техникалық қызметтер мамандарының қатарынан жауапты адам тағайындалады. Сонымен қатар, осы мақсатта мамандандырылған ұйымдар тартылуы мүмкін.
90. Бекітпе арматурасын және мұнай құбырының желілік имараттарының механикалық жабдығын ағымдағы жөндеуді авариялық қалпына келтіру қызметтері, күрделі жөндеуді - мамандандырылған ұйымдар орындайды.
91. Электр техникалық қондырғыларды, электрхимиялық қорғау жүйесінің жабдығы мен құрылғыларын, магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің телемеханикалық автоматтандыру жүйелерін жөндеуді мамандырылған қызметтер орындайды.
92. Магистральдық мұнай құбырларын пайдаланудан шығару магистральдық мұнай құбырларының жөндеу, консервациялау немесе жою мақсатында жүзеге асырылады. Пайдаланудан шығару кезінде магистральдық мұнай құбырларының қауіпсіз жай-күйге ауыстырылады.
93. Магистральдық мұнай құбырларының объектісін қауіпті өндірістер тізбесінен алып тастау мақсатында оны пайдаланудан шығару (қауіпсіз жай-күйге ауыстыру) кезінде қабылданған шешімнің түпкілікті мақсатына байланысты мұнай құбырларын, жабдықты және сыйымдылықтарды мұнайдан босату, жанар-жағар май материалдарының қоймаларды жою, энергия тұтынуды (энергиямен жабдықтау) төмендету (ажырату) және мұнай айдау станциялары (бас мұнай айдау станциялары) басқа да жүйелерін қалыптастыру талаптарын өзгерту жөнінде бірқатар технологиялық іс-шаралар жүргізіледі.
94. Мұнай айдау станциялары (бас мұнай айдау станциялары) қауіпсіз жай-күйге ауыстыру жабдықты консервациялауға немесе объектіні жоюға алып келуі мүмкін.
95. Пайдаланудан уақытша шығарылған объектілердің жабдығының ақаусыздығы мен жұмыс қабілетін сақтау үшін іс-шаралар кешені (консервация) жүргізіледі және жұмыс істемейтін объектіге техникалық қызмет көрсету ұйымдастырылады.
96. Консервациялауға қалдық ресурсты және консервациялаудың орындылығын анықтау мақсатында алдын ала куәландырудан, техникалық диагностикалаудан, ақаулық тексеруден өткен жөнделген жабдық жатады.
97. Объектілерді (жабдықты) қайта іске қосу және оларды қолданысқа енгізу үшін жұмыстардың тізбесі, оларды орындау тәртібі мен мерзімдері көрсетіле отырып жұмыс бағдарламасы әзірленеді.
98. Қайта іске қосқаннан кейін магистральдық мұнай құбырлары объектілерінің жабдығын пайдалануға енгізу кезінде тексеру, аунату, сынақ және пайдалануға қабылдау өндіруші-зауыттың нұсқаулықтарының талаптарына сәйкес жүргізіледі.
99. Қайта іске қосқаннан магистральдық мұнай құбырларының объектісін бақылаумен пайдалану кезеңі жобалық құжаттамамен белгіленеді.
100. Объектілер мен жабдықты қайта монтаждау бойынша жұмыстарды орындау үшін қайта монтаждауға жобалық құжаттама әзірленеді.
101. Магистральдық мұнай құбырларының объектілерін пайдаланудан шығаруға арналған жобалық құжаттаманы келісу, бекіту, сараптама жүргізу, жұмыстардың жүргізілуін бақылау Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес жүзеге асырылады.

2. Магистральдық мұнай құбырларын жедел диспетчерлік басқару

102. Жедел диспетчерлік басқару магистральдық мұнай құбырларының объектілерін автоматтандыру магистральдық мұнай құбырларының берілген жұмыс істеу режимдерін тәулік бойы және үздіксіз қолдауды, жабдық жұмысын бақылауды, қызмет көрсетуші персоналдың оңтайлы санында жабдықты басқару кезінде операцияларды орындаудың қажетті дәйектілігі мен жабдықты автоматты қорғауды қамтамасыз етеді.
103. Магистральдық мұнай құбырларында автоматтандыру объектілері:
1) магистральдық, тіректі сорғылары, резервуар парктері бар бас мұнай айдау станцияларының;
2) магистральдық сорғылары бар аралық мұнай айдау станцияларының;
3) мұнай қыздыру станцияларының/пункттерінің;
4) мұнайды есепке алу торабы/мұнайдың саны мен сапасын өлшеу жүйесінің;
5) қосалқы инженерлік құрылыстарының;
6) магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігі болып табылады.
104. Магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің автоматтандыру жүйесі магистральдық мұнай құбырларының желілік бөлігінің технологиялық жабдығымен орталықтандырылған бақылау мен басқаруды қамтамасыз етуге және:
1) жұмыс істеп тұрған және ажыратылған мұнай құбырларындағы
қысымының;
2) «құбыр-жер» қорғау әлеуетінің шамасының;
3) электрхимиялық қорғау жүйесі станцияларынан шығатын ток және қысым шамасының;
4) мұнай шығынының;
5) мұнай температурасының;
6) қол тимеген топырақтың температурасының;
7) электрхимиялық қорғау жүйесі станцияларынан шығатын тоқты реттеуінің;
8) бақылау мен басқару пункті күзет сигнализациясының және технологиялық параметрлерінің іріктеу құдықтарының жай-күйінің;
9) желілік тиекті арматураның жай-күйі мен жағдайының;
10) электр-химиялық қорғау құралдарының жай-күйінің;
11) тазарту және диагностика құралдарының өту сигнализациясының;
12) бақылау мен басқару пункттегі ең төменгі температураның;
13) трасса бойындағы электр беру жолдарының кернеуі болуының;
14) тазалау және диагностика құралдары қабылдау-іске қосу камерасының жинау сыйымдылығындағы кемудің барынша деңгейінің сигнализациясын;
15) технологиялық параметрлерінің іріктеу құдықтарын судың басуының сигнализациясын;
16) (реклоузерлер) әуе, құрама, трасса бойындағы электр беру жолдарын секциялау автоматтық пункттерінің жай-күйінің;
17) электрхимиялық қорғау жүйесі құралдарының жұмыс режимімен басқарудың технологиялық параметрлерін өлшеуге арналған.
105. Төгу-құю эстакадаларын автоматтандыру жүйесі автоматтық
қорғауды, бақылауды және төгу-құю технологиялық процессті басқаруды
қамтамасыз етуге арналған және мынадай функциялардың орындалуын
қамтамасыз етеді:
1) негізгі технологиялық параметрлерді бақылауды;
2) технологиялық жабдық жұмысын қашықтан басқаруды;
3) технологиялық процессті технологиялық регламент бойынша
автоматты басқару.
106. Резервуар паркін автоматтандыру жүйесі автоматтық қорғау, бақылау және технологиялық процесті басқару функцияларын орындауды және резервуар паркінің технологиялық параметрлерін өлшеуді қамтамасыз етуге:
1) резервуарларда деңгей өлшеуге;
2) мұнай температурасын өлшеуге;
3) мұнайды жедел есепке алуға;
4) технологиялық жабдық жұмысын қашықтан басқаруға;
5) резервуарлық парк ысырмаларын және олардың жай-күйінің дабылын қашықтан басқаруға;
6) жабдықты технологиялық регламент бойынша автоматты басқаруға;
7) резервуарларда барынша көп және барынша аз деңгейлер туралы авариялық дабыл беруге;
8) қорғаныс іске қосылған кезде авариялық дабыл беруге арналған.
107. Мұнай қыздыру станциясын/пунктін автоматтандыру жүйесі авариясыз пайдалану мен технологиялық жабдықты қалыптастырудың талап етілген режимдерін:
1) негізгі технологиялық параметрлерді бақылауды;
2) технологиялық жабдық жұмысын қашықтан басқаруды;
3) жабдықты технологиялық регламент бойынша автоматты басқаруды жүзеге асыру арқылы технологиялық жабдықтың жұмыс істеуі.
108. Аварияға қарсы автоматты қорғаныстың негізгі тағайындаулары:
1) авариялық жағдайлардың туындауының алдын алу;
2) авариялық жағдайлар туындағанда, оның ішінде автоматтандыру жүйесінің бас тарту немесе персоналдың іс-қимылы қате болған кезде технологиялық процессін қауіпсіз жай-күйіне автоматтық ауыстыру;
3) авариялық дабылдардың белсенділігінің сақтауында жабдықтың бітеуі.
108. Аварияға қарсы автоматты қорғаныстың жүйесі қатарлас және станцияның технологиялық процестерін басқарудың автоматтандырылған жүйесінен тәуелсіз жұмыс істейді.
109. Жоспарлы жөндеу жұмыстарынан немесе авариялық тоқтатулардан кейін мұнай құбырын іске қосуды жергілікті басқару режиміндегі диспетчер жүргізеді.
Автоматтандыру жүйесімен жарақтандырылған мұнай құбырын берілген режимге шығаруды тікелей диспетчер жүзеге асырады, ал мұнай құбырларында автоматтандыру жүйесі болмаған кезде - диспетчердің басшылығымен жергілікті басқару режимінде жергілікті диспетчерлік пунктінің жедел персоналы жүзеге асырады.
110. Мұнай құбырларындағы барлық жоспарлы іске қосулар, тоқтатулар, қайта қосулар, режим өзгерту диспетчердің рұқсатымен жүргізіледі.
Мұнай құбырын тоқтатумен байланысты авариялық жағдайлар туындаған кезде диспетчер магистральдық мұнай құбырларының объектілерінде авариялық жағдайлар туындаған кездегі ішкі нұсқаулыққа сәйкес іс-қимыл жасайды.
111. Өндірістік-технологиялық байланыс құралдары мұнай құбырының жұмысын орталықтандырылған басқаруды ұйымдастыруға пайдаланылады, мұнай құбырының технологиялық процестерін басқарудың автоматтандырылған жүйесі үшін техникалық база болып табылады.
112. Өндірістік-технологиялық байланыс мынадай көлемде қарастырылуы тиіс:
1) бас диспетчерлік басқарма диспетчерінің аумақтық орталық диспетчерлік пунктінің диспетчерімен диспетчерлік байланысы;
2) орталық диспетчерлік пункті диспетчерінің магистральдық мұнай құбырларының мұнай құбыры басқармасы диспетчерімен, мұнай айдау станцияларымен, мұнай айдау станциясының операторларымен, құю станцияларымен және оған бағынысты басқа да жедел қызметтермен диспетчерлік байланысы;
3) мұнай құбыры басқармасы диспетчерінің мұнай айдау станциялары, мұнайды жылыту пункттерінің операторларымен, құю станцияларымен және оған бағынысты басқа да жедел қызметтермен диспетчерлік байланысы;
4) кеңес байланысына арналған селекторлық байланыс;
5) кеңес өткізуге арналған бейнеконференцбайланыс;
6) мұнай айдау станцияларымен, мұнайды жылыту пункттерімен, құю станцияларымен және оларға бағынысты басқа да жедел қызметтермен кеңес өткізуге арналған селекторлық байланыс;
7) мұнай құбыры басқармасы диспетчерінің мұнай айдау станцияларымен, мұнайды жылыту пункттерінің операторларымен, құю станцияларымен және оған бағынысты басқа да жедел қызметтермен байланысуға арналған селекторлық байланыс;
8) мұнай құбырын диспетчерлік бақылау және басқару жүйесіне (SСАDА) арналған байланыс арналары;
9) автоматтандырылған басқару жүйесіне арналған байланыс арналары;
10) халықаралық автоматты жедел-өндірістік телефон байланысы;
11) жергілікті автоматты жедел-өндірістік телефон байланысы;
12) халықаралық және жергілікті факсимильдік байланыс;
13) мұнай құбырының трассасындағы жылжымалы объектілермен транкингтік радиобайланыс;
14) бақылау мен басқару пунктімен телефон байланысы.