Приложение

к приказу Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от    2020    г.    №    9

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ

«МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

L ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.    Руководство по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» (далее - Руководство по безопасности) разработано в целях содействия соблюдения требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2013 г. № 520 (далее - ФНП).

2.    В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в приложениях № 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.

3.    Руководство по безопасности содержит рекомендации к процедуре определения допустимого (разрешенного)рабочего давления МН/МНПП, составу и объемам проведения работ, включает расчетные методики и справочные данные.

4.    Руководство по безопасности распространяется на ЛЧ и ПО МН/МНПП для транспортировки нефти и нефтепродуктов (бензины, дизельные топлива и авиационные керосины) с номинальным диаметром до DN 1200

29.    Для дефектов, выявленных по результатам технического диагностирования, рекомендуется определять предельное давление и срок безопасной эксплуатации. Рекомендации к применяемой методике расчета дефектосодержащих элементов приведены в приложении № 6 к Руководству по безопасности.

V. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ПРОЕКТНОГО ДАВЛЕНИЯ

30.    Рекомендуется проведение процедуры определения ДРД существующих объектов МН / МНПП, на которых планируется изменение основных технологических параметров работы трубопровода, если данное изменение не предусмотрено в составе исходной ПД как один из этапов реализации проекта (расширение, полное развитие):

повышение проектного давления на выходе НПС и/или в ТТ ПО; ввод в эксплуатацию (вывод из эксплуатации) НПС; изменение схемы транспортировки нефти/нефтепродукта, в т. ч. организация реверсивной перекачки;

строительство новых лупингов (вставок);

изменение    протяженности участков МН/МНПП, приводящее

к изменению установленного ПД давления в ЛЧ МН/МНПП;

перевод нефтепроводов для транспортирования нефтепродукта (или обратный перевод);

другие изменения, приводящие к отклонению эксплуатационных нагрузок и воздействий от нормативных значений. Нормативные нагрузки и воздействия установлены в ПД, а также в НД, действовавших на момент проектирования и строительства трубопровода.

31.    При    разработке проектов технического перевооружения

(расширения), реконструкции, КР, на существующем трубопроводе, рекомендуется:

и

эксплуатирующей организации установить в задании на проектирование необходимость определения нового значения проектного давления (ПО и / или ЛЧ МН/МНПП) технологического участка в составе ПД;

проектной организации определить требуемые новые значения проектного давления (с учетом изменений в схеме работы МН/МНПП, давления в ТТ ПО и на выходе НПО, пропускной способности и т.д.) с учетом положений постановления Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требования к их содержанию»;

эксплуатирующей организации провести анализ существующих объектов участка ЛЧ МН/МНПП и/или ПО с учетом нового проектного давления, (при необходимости с привлечением специализированной организации) для определения ДРД.

32. При увеличении проектного давления на ЛЧ МН/МНПП и/или в ТТ ПО, рекомендуется определять ДРД, а так же выполнять пересчет предельного давления и предельного срока эксплуатации секций труб с дефектами на существующих участках МН/МНПП, с учетом выполнения разработанных мероприятий для обеспечения безопасной эксплуатации МН/МНПП с новыми значениями проектных давлений.

Приложение № 1 к Руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому,

технологическому и атомному надзору WJUdbjj 202jQt. № Я

ТЕРМИНЫ И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие термины с соответствующими определениями:

линия (эпюра) гидравлического уклона - линия, представляющая зависимость потери полного напора по длине трубопровода;

номинальные напряжения - значения напряжений, рассчитанные для стенки трубы вне зоны влияния дефектов;

предельное давление - максимальное избыточное давление, которое может выдержать труба с дефектом без разрушений и отказов;

прочность - способность материала (конструкции) сопротивляться разрушению при воздействии нагрузок;

техническое устройство, применяемое на опасном производственном объекте - машины, технологическое оборудование, системы машин и (или) оборудования, агрегаты, аппаратура, механизмы, применяемые при эксплуатации опасного производственного объекта;

толщина стенки трубы- разница между наружным и внутренним радиусом трубы;

трубная секция - участок трубы между двумя ближайшими

поперечными сварными стыками.

Приложение № 2 к Руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от /4    2ОЯ0Г. №    9

ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:

ВИП - внутритрубный инспекционный прибор;

ВТД - внутритрубное техническое диагностирование;

ДДК - дополнительный дефектоскопический контроль;

ДРД - допустимое рабочее давление;

ЗА - запорная арматура;

ИД - исполнительная документация;

КПП - камера пуска/приема;

КР - капитальный ремонт;

ЛЧ - линейная часть;

ЛЭП - линия электропередачи;

МН/МНПП - магистральный нефте- и/или нефтепродуктопровод;

МНА - магистральный насосный агрегат;

МТО - механо-технологическое оборудование;

НД - нормативный документ;

НК - неразрушающий контроль;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

ОПО - опасный производственный объект;

ОТТ - отраслевые технические требования;

ПД - проектная документация;

ПНА - подпорный насосный агрегат;

ПО - площадочный объект;

ППМН - подводный переход магистрального нефтепровода;

РП - резервуарный парк;

САРД - система автоматического регулирования давления;

СДКУ - система дистанционного контроля и управления;

СИКН - система измерения количества и показателей качества нефти;

СОД - средство очистки и диагностирования;

СОУ - система обнаружения утечек;

ССВД - система сглаживания волн давления;

ТД - технический документ;

ТОР - техническое обслуживание и ремонт;

ТТ - технологические трубопроводы;

ТУ - технические условия;

ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;

ЭВМ - электронная вычислительная машина;

ЭПБ - экспертиза промышленной безопасности;

WM - Wallthickness measurement (метод ультразвукового технического диагностирования, предназначенный для измерения толщины стенки).

D — диаметр трубопровода, мм;

£>. - внутренний диаметр трубной секции, скорректированный с учетом деформирования, мм;

Д, - наружный диаметр трубной секции, мм;

DN - номинальный диаметр трубопровода, мм Ео ~ модуль упругости, МПа;

Е - переменный модуль упругости, МПа; g - ускорение свободного падения, м/с² {g = 9,81 м/с²); к - упругий модуль объемного расширения; ki - коэффициент надежности по материалу;

lc_H - коэффициент надежности по назначению;

*н_СП - коэффициент испытания, характеризующий категорию участка;

кц, - коэффициент запаса прочности трубы;

Куст - отношение давления срабатывания системы защиты по максимальному давлению на выходе НПС к максимальному рабочему давлению на выходе НПС (давлению настройки САРД);

m - коэффициент условий работы;

М - коэффициент деформационного упрочнения;

п - коэффициент надежности по нагрузке;

л* - расчетный (уточненный) коэффициент надежности по нагрузке;

р - величина избыточного давления в трубопроводе, МПа;

PN - номинальное (заводское) давление оборудования или соединительной детали, МПа;

Лм - гарантированная изготовителем величина давления испытания g-той трубной секции, МПа;

пест - максимальное расчетное давление в g-той трубной секции при нестационарных (переходных) процессах, возникающих на рассматриваемом режиме перекачки, МПа;

р^прел “ предельное давление трубной секции, определенное расчетом, МПа;

р?^6 - расчетное давление в g-той трубной секции по эпюре давлений рассматриваемого стационарного режима перекачки, МПа;

Р*дрд - допустимое рабочее давление g-той трубной секции, МПа;

Р*доп - несущая способность g-той трубной секции, МПа;

Р*Ьж. исп - фактическое испытательное давление g-той трубной секции, МПа;

Р*_пр - проектное давление g-тоЙ трубной секции, МПа;

Р_ми - давление, измеренное манометром при проведении испытаний и указанное в акте гидравлических испытаний, МПа;

Ri - расчетное сопротивление металла труб, принимаемое по СНиП И-Д. 10-62, МПа;

R_mr - радиус упругого изгиба оси трубопровода, мм;

Х_к, Z* - координаты (дистанция и высотная отметка соответственно) конца расчетного участка, м;

X_g, Zg - координаты (дистанция и высотная отметка соответственно) g-той секции труб, м;

Х_т Zn - координаты (дистанция и высотная отметка соответственно) перевальной точки, м;

Zmh - высотная отметка установки манометра при проведении испытаний,

м;

а - коэффициент линейного расширения металла, град'¹;

8 - толщина стенки, мм;

8» - толщина стенки трубной секции, скорректированная с учетом деформирования, мм;

<$₅ - относительное удлинение при разрыве, измеренное на базе, равной пяти диаметрам образца, %;

8„ - толщина стенки номинальная, мм;

<$флкт^- толщина стенки фактическая, мм;

8а - толщина стенки /-го ceicropa, мм;

<5_min - минимальная характерная толщина стенки трубной секции, мм;

Д - абсолютная величина минусового (отрицательного) допуска по толщине стенки, мм;

Лвип - абсолютная величина завышающей паспортной погрешности ВИП при измерении толщины стенки, мм;

ДЬ - остаточный напор перед конечным пунктом, м

At - расчетный температурный перепад в стенке трубы, °С;

£i - наибольшая деформация удлинения;

е\ - интенсивность деформаций;

е_1С - разрушающая интенсивность деформаций;

£i„ - предельная интенсивность деформаций; so - средняя линейная деформация; сое - разрушающая объемная деформация; бои — предельная объемная деформация;

е_т - интенсивность деформаций, соответствующая расчетному пределу текучести <г_т;

ев, е_г - кольцевые (окружные), продольные, радиальные деформации соответственно;

0_U fa. «о» фе) - критерий предельной прочности;

©с te» со) - критерий предельной пластичности;

11 - упругий модуль сдвига, МПа;

//_р - упруго-пластический модуль сдвига, МПа; v₀ - коэффициент Пуассона; v - переменный коэффициент Пуассона; р - плотность, кг/м³ (т/м³);

(То - среднее напряжение, МПа;

(70,2 - условный предел текучести, МПа;

(Т„ - временное сопротивление (предел прочности), МПа;

(Тцц, (т_Пр - кольцевые и продольные напряжения в стенке трубы от расчетных нагрузок, МПа;

(7_пр. „нон ~ дополнительные продольные напряжения от внешних нагрузок и воздействий, МПа;

(Т_т - расчетный предел текучести, МПа;

<Ti - интенсивность напряжений (эквивалентные напряжения), МПа; о*, о_г - кольцевые (окружные), продольные, радиальные напряжения соответственно, МПа;

<Pt - угол подобия девиатора деформаций, рад.; ц/ - относительное сужение после разрыва, %.

Приложение № 3 к Руководству по безопасности «Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от /4 и h£(l-LaS Щд г. №    9

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ I. РАСЧЕТ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ

Расчет несущей способности выполняется для каждой секции на участке эксплуатируемого трубопровода, при этом рекомендуется рассматривать секцию как бездефектную трубу, с учетом как характеристик, предусмотренных ПД, так и характеристики фактически уложенных труб при строительстве, а также при реконструкциях и капитальных ремонтах, проведенных за весь период эксплуатации.

Расчет несущей способности трубных секций рекомендуется проводить вне зависимости от наличия или отсутствия дефектов, выявленных при проведении технического диагностирования. Для секций, при диагностировании которых обнаружены дефекты, рекомендуется проводить расчеты предельного давления и срока безопасной эксплуатации (остаточного ресурса).

Расчет несущей способности основан на принципе проверки соответствия соотношения проектного давления и расчетного сопротивления металла труб (с учетом коэффициентов запаса) требованиям строительных норм и правил, действовавших на момент проектирования и строительства трубопровода («проектный» расчет) с учетом результатов измерений фактической толщины стенки при ВТД, результатов экспериментальных исследований по

определению фактических механических характеристик металла труб (при их наличии).

Для трубопроводов, построенных в соответствии со СНиП П-Д. 10-62, величина несущей способности g-той трубной секции /*_д011, МПа, определяется по формуле:

_    2    S    R,

*°"    п-(    D_tl—2S    )’

где S - толщина стенки труб проектная (принимается равной номинальной толщине стенки, указанной в ПД) или фактическая (принимается по данным ВИП WM/толщинометрии или по ИД на участке трубопровода, где не проводилось ВТД ВИП WM), мм;

Для трубопроводов, спроектированных в соответствии со СНиП 11-45-75, СНиП 2.05.06-85*, СП 36.13330.2012 величина несущей способности g-той секции Р*доп, МПа, определяется по формуле:

₌    2-5-т-а,

пк_гк_я (D„-28)''    ⁽²⁾

Значения коэффициентов запаса m, k\_t fc„, п задаются в соответствии со строительными нормами и правилами, действовавшими на момент проектирования, при этом категории участков трубопровода для определения коэффициента т принимаются по ПД. При отсутствии в ПД указаний на категорию трубопровода, категория принимается в соответствии со строительными нормами и правилами, действовавшими на момент проектирования;

Временное сопротивление <т„ рекомендуется принимать: равным минимальному значению по нормативным документам на изготовление труб;

по сертификатам качества изготовителя (при возможности привязки сертификатов к трубным секциям с использованием ИД),

включительно и рабочим давлением на выходе перекачивающих станций не более 10 МПа.

5.    Руководство по безопасности предназначено для организаций, осуществляющих эксплуатацию, строительство зданий, сооружений и систем ОПО МН/МНПП, техническое диагностирование, испытания, оценку технического состояния, экспертизу промышленной безопасности, расчеты прочности и долговечности, определение ДРД ЛЧ и ПО МН/МНПП.

6.    Величина ДРД указывается в формуляре подтверждения безопасной величины максимально разрешенного рабочего давления (далее - Формуляр) в соответствии с руководством по безопасности «Рекомендации по оформлению и хранению документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного рабочего давления, при эксплуатации опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 2 июня 2014 г. № 233.

7.    Определение ДРД основано на принципе проверки обеспечения нормативного запаса прочности бездефектного трубопровода, установленного нормативными документами, действовавшими на момент проектирования и строительства трубопровода, с учетом накопленных в процессе длительной эксплуатации изменений.

8.    Расчет ДРД рекомендуется проводить по результатам технического диагностирования по фактической толщине стенки труб, результатам гидравлических испытаний, с учетом раскладки труб по маркам стали (классам прочности), категорий участков, номинального (заводского) давления оборудования, падения рабочего давления по длине трубопровода (эпюры гидравлического уклона).

9.    Техническое диагностирование МН/МНПП проводится в соответствии с ГОСТ Р 54907-2012 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения»,

по данным экспериментальных исследований по определению фактических механических характеристик металла труб (при наличии данных испытаний).

При отличии результатов нескольких испытаний (для труб одной марки стали, одного изготовителя по конкретным ТУ), рекомендуется использовать наименьшее значение временного сопротивления.

График несущей способности трубных секций рекомендуется отображать на сводном графике расчетных давлений трубопровода (рис. 2).

В качестве величины несущей способности Р*доп оборудования или соединительной детали (например, запорной арматуры, тройника) используется значение номинального давления согласно паспорту на заводское изделие.

И. УТОЧНЯЮЩИЕ РАСЧЕТЫ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТРУБНЫХ СЕКЦИЙ

Для трубных секций, по которым известны фактические превышения нагрузки при нестационарных процессах, а также получены и обработаны результаты ВТД, целесообразно проведение уточняющих расчетов несущей способности трубных секций.

Уточняющие расчеты рекомендуется проводить с использованием: расчетного коэффициента надежности по нагрузке п\ Использование расчетного коэффициента взамен постоянного п допускается на основании СП 36.13330.2012 (12.2.1), СНиП 2.05.06-85* (8.6);

номинальной толщины стенки З_и - для трубных секций, фактическая толщина которых по всей поверхности секции укладывается в минусовой допуск от номинального значения, или расчетного коэффициента надежности по материалу к\.

При определении расчетного коэффициента надежности по нагрузке и уточнении возможности расчета по номинальной толщине стенки используются современные достижения в области ВТД, методики расчетов

утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 мая 2012 г. № 75-ст.

10.    Дефекты, выявленные по результатам технического диагностирования, для которых проведены расчеты прочности и остаточного ресурса, выполнен ремонт или предусмотрено выполнение ремонта в установленные сроки, не являются фактором, ограничивающим ДРД.

11.    Периодичность определения ДРД рекомендуется устанавливать в нормативной документации эксплуатирующей организации с учетом периодичности проведения, получения и обработки результатов технического диагностирования (определение ДРД выполняется на основании результатов технического диагностирования в соответствии с ФНП.

12.    Порядок взаимодействия эксплуатирующей организации и специализированной организации (в случае ее привлечения для выполнения работ по определению ДРД) рекомендуется определять в нормативной документации эксплуатирующей организации и устанавливать в договоре на выполнение работ (оказании услуг).

II. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ УЧАСТКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

13.    Величина ДРД для участка ЛЧ МН/МНПП устанавливается на выходе ПО (далее - ДРД ЛЧ). При этом значения ДРД рекомендуется рассчитывать отдельно для каждого элемента ЛЧ МН/МНПП (трубных секций, запорной арматуры, соединительных деталей), а ДРД участка ЛЧ МН/МНПП назначать исходя из условия непрсвышения ДРД в любой точке трубопровода на всех возможных режимах его эксплуатации.

14.    Укрупненный состав объектов ЛЧ МН/МНПП, для которых рассчитывается ДРД, включает в себя (но не ограничивается приведенным перечнем):

непосредственно трубопровод с ответвлениями, резервными нитками и лупингами, состоящий из сваренных в непрерывную нитку трубных секций и соединительных деталей (тройников, отводов, переходов) и установленных на них приварных элементов (патрубков и ремонтных конструкций);

узлы пуска, приема и пропуска очистных устройств, узлы подключения

ПО;

линейная запорная арматура.

15.    Определение ДРД перемычек между резервной ниткой (лупингом) и основной ниткой рекомендуется проводить в составе работ по определению ДРД резервной нитки (лупинга).

16.    Для определения ДРД ЛЧ МН/МНПП рекомендуется рассматривать исходные данные в следующем объеме:

копию паспорта ЛЧ МН/МНПП;

копии утвержденных технологических схем ЛЧ МН/МНПП; сведения о характеристиках труб, результаты проведенного технического диагностирования и/или гидравлических испытаний;

копии сертификатов качества труб от изготовителей; копии заводских паспортов на соединительные детали и оборудование, подтверждающие характеристики (DN, PN);

сведения о категорийности, заглублении, переходах через автомобильные и железные дороги, водных преградах, высотном положении участка МН/МНПП;

сведения о проектных и эксплуатационных значениях давлений на входе и выходе ПО, пропускной способности участка ЛЧ МН / MHIII1;

реологические параметры (плотность, вязкость) транспортируемого продукта;

технические характеристики системы защиты от превышения рабочего давления в трубопроводе;

копии проектной документации (включая проектную технологическую схему ЛЧ МН/МНПП, проектную схему гидравлических испытаний, продольные профили трассы, данные по проектным рабочим давлениям); копию действующего Формуляра подтверждения величины ДРД; копию карты уставок защит и блокировок оборудования и сооружений ПО, копию технологической карты защит МН/МНПП;

другие документы, позволяющие получить более полную информацию об объекте.

17.    Рекомендуемый перечень работ при определении ДРД ЛЧ МН/МНПП:

анализ исходных данных на предмет их достаточности для определения ДРД ЛЧ;

анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации; анализ сведений по выполненным ремонтам оборудования ПО; анализ результатов гидравлических испытаний ТТ ПО, выполненных при вводе объекта в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;

расчеты несущей способности трубных секций, ДРД по результатам проведенных гидравлических испытаний, определение ДРД на выходе НПС;

оформление заключения по определению ДРД ЛЧ. Рекомендуемая форма заключения приведена в приложении № 7.

18.    В заключении по определению ДРД участка ЛЧ МН/МНПП рекомендуется отражать:

перечень представленных эксплуатирующей организацией материалов; величины ДРД на выходе НПС в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении установленных НД сроков технического диагностирования и ТОР;

сводный график расчетных давлений;

при значении ДРД ниже проектных величин в отчетных материалах указываются рекомендации по доведению ДРД до проектных значений (уточнение фактических прочностных характеристик труб и соединительных

деталей, технические решения по ограничению максимальных давлений в переходных процессах, замена трубных секций и другие мероприятия, направленные на устранение причин ограничения ДРД).

19.    Расчетные методики приведены в приложениях №№ 3-5 к Руководству по безопасности.

Ш. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ ПЛОЩАДОЧНОГО ОБЪЕКТА

20.    Величину ДРД технологических и вспомогательных трубопроводов с установленным оборудованием и запорно-регулирующей арматурой (далее -ТТПО) ПО МН/МНПП (далее - ДРД ПО) рекомендуется устанавливать раздельно для следующих участков ТТ ПО:

подводящий трубопровод;

коллектор ПНА (для НПС с резервуарным парком);

коллектор МНА;

напорный трубопровод;

трубопроводы резервуарного парка (для НПС с резервуарным парком);

вспомогательные трубопроводы (системы откачки утечек, дренажной системы, сброса давления).

Состав и границы участков ТТ ПО, для которых определяется величина ДРД, могут отличаться в зависимости от типа и назначения рассматриваемого ПО.

Границы участков ТТ ПО рекомендуется принимать в соответствии с назначением выполняемой технологической операции, с учетом номинального (заводского) давления МТО и прочностных характеристик трубопроводов, образующих гидравлически связанную систему.

21.    Для определения ДРД ПО рекомендуется рассматривать исходные данные в следующем объеме:

копию паспорта ТТ ПО;

копию утвержденной технологической схемы ПО; перечень ТТ и перечень МТО; сведения о характеристиках труб; копии сертификатов качества труб от изготовителей; копии заводских паспортов на соединительные детали и оборудование, подтверждающие характеристики (DN, PN);

раскладку труб, с указанием конструктивных характеристик, технических условий изготовителя, марки стали (класса прочности);

копии проектной документации (включая проектную технологическую схему ПО, проектную схему гидравлических испытаний, данные по проектным рабочим давлениям в ТТ);

сведения о результатах проведенного технического диагностирования, технического освидетельствования МТО и/или гидравлических испытаний;

сведения по выполненным ремонтам и заменам оборудования ПО по результатам проведенного технического освидетельствования и подтверждающие материалы (акты, протоколы, заключения) об устранении выявленных отклонений (замечаний);

сведения о проектных и эксплуатационных значениях давлений на входе, выходе ПО и в ТТ;

копии актов комплексных испытаний смонтированного оборудования; технические характеристики системы защиты от превышения рабочего давления в трубопроводе;

копии актов испытаний ССВД, предохранительных устройств/клапанов; копию действующего Формуляра подтверждения величины ДРД; копию карты уставок защит и блокировок оборудования и сооружений ПО, копию технологической карты защит МН/МНПП;

другие документы, позволяющие получить более полную информацию об объекте.

22. Рекомендуемый перечень работ при определении ДРД ПО:

анализ исходных данных на предмет их достаточности для определения ДРДПО;

анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на объекты ПО;

анализ сведений по выполненным ремонтам оборудования ПО;

анализ результатов гидравлических испытаний ТТ ПО, выполненных при вводе объекта в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;

расчеты ДРД, несущей способности трубных секций, ДРД по результатам проведенных гидравлических испытаний;

оформление заключения по определению ДРД ПО. Рекомендуемая форма заключения приведена в приложении № 8.

23.    В отчетных материалах по определению ДРД ПО рекомендуется отражать:

перечень представленных эксплуатирующей организацией материалов;

величины ДРД для каждого участка ТТ ПО в условиях действия нормативных внутренних и внешних нагрузок при соблюдении установленных НД сроков технического диагностирования и ТОР;

рекомендации по доведению ДРД до проектных значений (при значении ДРД ниже проектных величин).

24.    Расчетные методики приведены в приложениях №№ 3-5 к Руководству по безопасности.

IV. СОСТАВ И ОБЪЕМ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ

25.    До начала работ по определению ДРД участка ЛЧ МН/МНПП или ПО эксплуатирующей организации самостоятельно или с привлечением подрядных организаций, рекомендуется выполнить:

анализ наличия и полноты ПД и ИД, получение и систематизацию сведений по секциям труб, техническим устройствам, зданиям и сооружениям, оборудованию, применяемым материалам и изделиям;

техническое диагностирование внутритрубными дефектоскопами для выявления дефектов материала трубы и сварных соединений и измерения фактической толщины стенки трубных секций. При отсутствии данных по фактической толщине стенки на отдельных участках МН/МНПП, толщину стенки рекомендуется подтверждать по данным ИД;

наружное диагностирование методами НК или гидравлические испытания трубопроводов, на которых не проводится ВТД (ТТ, перемычек между основной и резервной нитками переходов через водные преграды, перемычек между технологическими участками МН/МНПП, проходящими в одном техническом коридоре, лупингов, трубопроводов обвязки КПП СОД).

26.    К документам, подтверждающим сведения, указанные в пунктах 6 и 21 Руководства по безопасности, относятся копии проектной, исполнительной и эксплуатационной документации, техническая и конструкторская документация на технические устройства, технические отчеты по результатам технического диагностирования, технического освидетельствования и испытаний.

27.    Информацию о металле и трубопроводах в целом, начиная с завода-изготовителя трубных секций, включая этап монтажа трубопроводов, в том числе о сварочных материалах, рекомендуется хранить в составе ПД и ИД до окончания эксплуатации и ликвидации трубопровода.

28.    Сведения по нормативным и фактическим характеристикам

материалов, НД и ТД на проектирование, изготовление и эксплуатацию, результатам    технического    диагностирования,    технического

освидетельствования, испытаниям по каждой секции труб, техническому устройству, изделиям и оборудованию, результатам расчета ДРД, рекомендуется хранить в формате электронной базы данных.